Технология и техника тепловых МУН.
Сущность: наряду с гидродинамическим вытеснением повышается температура в залежи, что способствует существенному уменьшению вязкости нефти, увеличению ее подвижности, испарению легких фракций.
Объекты применения:
1)залежи высоковязкой смолистой нефти
2)залежи нефтей, обладающей неньютоновскими свойствами
3) залежи с Tпласт равной температуре насыщения нефти парафином
Виды тепловых воздействий:
1. теплофизические (закачка воды, пара, пароциклические обработки )
2. термохимические (внутрипластовое горение)
Закачка пара
Эффективный рабочий агент- насыщенный водяной пар высоких давлений (8-15 МПа) со свойствами:
1. Высокая энтальпия.
2. Объем пара может быть в 25-40 раз больше, чем объем воды.
3. Пар в состоянии вытеснить почти до 90% нефти из пористой среды.
В процессе вытеснения пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкости нефти через специальные паронагнетательные скв., расположенные внутри контура нефтеносности.
В пласте образуются 3зоны:
1. Зона пара вокруг нагнетательной скважины с пределами температур 400-200 °С, в которой происходит дистилляция нефти и перенос их по пласту.
2. Зона горячего конденсата, в которой температура изменяется от 200 °С до пластовой, а горячий конденсат (вода) в неизотермических условиях вытесняет легкие фракции нефти.
3. Зона с начальной пластовой температурой, не охваченная тепловым воздействием, в которой происходит вытеснение нефти пластовой водой.
|
|
|
Недостатки:
1) необходимость применения высококачественной чистой воды для парогенераторов;
2) обработка воды хим. реагентами, умягчение, удаление газов, обессоливание требуют больших расходов;
3) охват пласта вытеснением паром ниже, чем при заводнении;
4) глубина не более 800—1000 м;
5) снижение продуктивности пластов из-за диссоциации карбонатных пород.
Закачка горячей воды
С ростом глубин залегания пластов и повышением давления нагнетания теплоносителей нагнетают в пласт высокотемпературную воду (до 200 °С), не доводя до кипения.
Закачка горячей воды в пласт обязательна при внутриконтурном заводнении месторождений, нефти которых высокопарафинистые и пластовая температура близка к температуре начала кристаллизации парафина.
После предварительного разогрева ПЗП и вытеснения нефти на расстояние нескольких десятков метров от скважины можно переходить на закачку холодной воды.
Пароциклическая обработка
В скважину закачивают в течение 15-25суток пар в объеме 30-100 т на 1 м толщины пласта. Затем закрывают скважину на 5-15 суток для перераспределения теплоты, противоточного капиллярного вытеснения нефти из малопроницаемых пропластков. После этого скважину эксплуатируют 3-5мес. Обычно бывает 5-8 циклов за 3-4 года.
|
|
|
Применяемое оборудование: парогенераторная или водогрейная установка, поверхностные коммуникации, устьевое и внутрискважинное оборудование.
4) Внутрипластовое горение.
Образование и перемещение по пласту высокотемпературной зоны небольших размеров, в которой тепло генерируется в результате экзотермических окислительных реакций между частью содержащейся в пласте нефти и кислородом нагнетаемого в пласт воздуха. Метод для залежей глубиной до 1500 м.
В качестве топлива расходуется часть нефти, остающаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой. Выгорает 5-25% запасов нефти .
Виды горения по направлению движения окислителя:
1) прямоточный процесс ( движение зоны горения и окислителя совпадают);
2) противоточный процесс (зона горения движется навстречу потоку окислителя).
Различают:
Сухое горение- подача окислителя атмосферного воздуха, не содержащего водяных паров
Влажное горение - на1 м3 добавляется 1 литр воды
Сверхвлажное горение- содержание воды доводится до 5литров.
Инициирование горения можно осуществить:
|
|
|
1) электрическим забойным электронагревателем, который опускается в скважину на кабеле и обдувается воздухом;
2) забойной газовой горелкой, опускаемой в скважину на 2 концентричных рядах труб;
3) использование теплоты химических окислительных реакций определенных веществ;
4) подачей катализаторов окисления нефти.
Недостатки. Необходимость:
1) утилизации продуктов горения,
2) обеспечения безопасного ведения работ,
3) предотвращения выноса песка, образования песчаных пробок, водонефтяных эмульсий, коррозии.
Сущность тепловых методов состоит в том, что наряду с гидродинамическим вытеснением повышается температура в залежи, что способствует существенному уменьшению вязкости нефти, увеличению ее подвижности, испарению легких фракций и др.
Объектами их применения являются залежи высоковязкой смолистой нефти вплоть до битумов, залежи нефтей, обладающих неньютоновскими свойствами, а также залежи, пластовая температура которых равна или близка к температуре насыщения нефти парафином. Высокой вязкостью характеризуется относительно большая доля известных запасов нефти в мире, причем отмечается тенденция ее возрастания. Другие методы разработки и повышения нефтеотдачи либо не применимы, либо не обеспечивают достаточной эффективности. Различают следующие разновидности тепловых методов: теплофизические – закачка в пласт теплоносителей (горячей воды, пара, в том числе в качестве внутрипластового терморастворителя); термохимические – внутрипластовое горение.
|
|
|
1 Теплофизические методы
Лучшими теплоносителями и вытеснителями оказались горячая вода и водяной пар при высоком давлении. Закачка в пласт теплоносителя и терморастворителя может осуществляться с нагревом его на поверхности или на забое скважины; на поверхности с дополнительным подогревом на забое скважины. Недостаток поверхностных теплогенераторов – большие потери теплоты (соответственно снижение температуры) в поверхностных коммуникациях и в стволе скважины.
С увеличением глубины пар может превратиться в горячую воду. При движении теплоносителя по пласту также возможны потери теплоты через кровлю и подошву пласта. Для уменьшения всех теплопотерь выбирают нефтяные пласты с достаточно большой толщиной (более 6 м), применяют площадные сетки скважин с расстоянием до 100-200 м между нагнетательными и добывающими скважинами, перфорируют скважины в средней части пласта, обеспечивают максимально возможный темп нагнетания теплоносителя (пара 100–250 т/сут и более), теплоизолируют трубы, теплогенератор максимально приближают к скважинам и др.
Теплопотери в стволе скважины ограничивают область применения методов закачки пара и горячей воды на глубины залегания пласта до 700-1500 м, а при закачке воды в качестве терморастворителя глубина должна быть больше 1700-1800 и из-за необходимости создания высокого давления. Теплоноситель закачивают в виде нагретой оторочки размером более 0,3-0,4 объема обрабатываемого пласта, а затем форсированно продвигают ее по пласту холодной водой, которая нагревается теплотой, аккумулированной в пласте за фронтом вытеснения.
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 парогенераторные 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.
2 Внутрипластовое горение
Сущность процесса заключается в создании в нефтяном пласте высокотемпературной зоны, в которой теплота генерируется в результате экзотермических окислительных реакций между частью содержащейся в пласте нефти и кислородом, и перемещении ее по пласту от нагнетательной к добывающим скважинам закачкой окислителя (воздуха или смеси воздуха и воды). Выгорает 5-15 % запасов нефти (коксоподобные остатки наиболее тяжелых ее фракций). На это требуется 300-500 м3 воздуха. Для перемещения теплоты в область впереди фронта горения вместе с воздухом закачивают воду (сочетание внутри- пластового горения с заводнением). По соотношению расходов воды и воздуха (л/м3) различают сухое (отсутствует закачка воды), влажное (до 2-3 л/м3) и сверхвлажное (более 2-3 л/м3) горение. Добавление воды способствует сокращению расхода воздуха (в 1,5-3 раза), возрастанию скорости движения фронта (в 1,5-2 раза) и снижению температуры (от 500-540 до 260 °С). Механизм нефтеотдачи включает вытесняющую способность высокотемпературного пароводяного вала, газообразных продуктов горения (содержат до 10-20 % СО2) и др. Охват по толщине составляет 0,6-0,7, а нефтеотдача – 0,4-0,6, причем это в 2–3 раза выше, чем в современных условиях можно получить другими методами при вязкости нефти около 100 мПа·с.
Технология процесса заключается в следующем. Сначала компрессорами закачивают воздух. Затем приступают к инициированию горения. Его можно осуществить одним из методов: а) электрическим забойным электронагревателем, который опускается в скважину на кабеле и обдувается воздухом; б) забойной газовой горелкой, опускаемой в скважину на двух концентричных рядах труб (для раздельной подачи топлива и воздуха); смесь зажигают электрическим способом (искровой и накаливанием спирали), химическими средствами или ракетным патроном; в) использованием теплоты химических окислительных реакций определенных веществ (пирофоров); г) подачей катализаторов окисления нефти. Самовоспламенением характеризуются только некоторые нефти. После создания фронта горения в призабойной зоне нагнетательной скважины дальше его поддерживают и перемещают но пласту закачкой воздуха.
Для осуществления внутриплйстового горения выпускаются полупередвижные установки типа ОВГ (ОВГ-1М, ОВГ-72/220М), включающие компрессорные и насосные станции, электронагреватель, автотрансформатор, станцию управления, оборудование устья нагнетательной скважины ОУВГ и др.
Осложнения при эксплуатации связаны с интенсификацией выноса породы, коррозией подземного и наземного оборудования, нагревом добывающего оборудовании, преждевременными прорывами газов, образованием стойких водонефтяных эмульсий.
Дата добавления: 2018-08-06; просмотров: 2462; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!