Файл: Исследование способов поддержания нефтеотдачи пластов углеводородов на поздних стадиях разработки.pptx

Системы индукционного нагрева и аппаратура обогрева устьевого оборудования

При обработке призабойной зоны нефтяного пласта, или интервала отложений АСПО аппаратурой ИТВ-520 производства ООО "Интенсоник+" происходит растепление и вынос парафина.

Непосредственный нагрев металла обсадной колонны токами высокой частоты исключает необходимость прогрева промежуточного слоя жидкости в скважине и неизбежного оттока тепла от прибора по стволу скважины, поэтому процесс расформирования парафина начинается сразу же после включения аппаратуры. Таким образом, этот метод позволяет обрабатывать призабойную зону добывающих и нагнетательных скважин в режиме депрессии и восстанавливать их производительность. Причем, приемистость нагнетательных скважин может восстанавливаться до сотен кубических метров в сутки, практически с нулевого уровня. Аппаратура индукционного обогрева скважинного оборудования (АИН) предназначена для нагрева устьевого оборудования: задвижек, сальников, лубрикатора, фланцев и других металлических частей и конструкций. Преимущество высокочастотного индукционного нагрева перед обычным способом нагрева тепловым нагревательным элементом (ТЭН) или нагревом открытым пламенем заключается в способе выделения тепла, которое происходит непосредственно в самом нагреваемом объекте за счет поглощения высокочастотной электромагнитной энергии металлическим оборудованием.

Аппаратура индукционного нагрева ИТВ-520
Аппаратура индукционного обогрева устьевого оборудования АИН-420

Физические методы воздействия на пласт

Магнитные активаторы

Предназначены для предотвращения образования накипи и процесса коррозии на внутренних стенках труб и поверхностях теплообменников, нагревательных элементов. При установке магнитного активатора (депарафинизатора) в нефтяную скважину или на нефтепровод, предотвращается отложение АСПО. Тем самым, увеличивается коэффициент теплопроводимости, увеличивается дебит скважины и межочистной период в 2-3 раза. Эффективность магнитного активатора (депарафинизатора) определяется количеством полюсов магнитной системы установленной внутри. Расчет количества магнитных полюсов определяется согласно техническому заданию заказчика.

Кварцевые депарафинизаторы

прибор «ENERCAT» - это погружной инструмент, используемый для предотвращения и удаления парафина и асфальтенов при нефтедобыче. Он может быть установлен в любой скважине, состыковываясь с колонной насосно - компрессорной трубы (НКТ) с помощью резьбового соединения. Опускается депарафинизатор как минимум на 200-300 метров ниже интервала активных парафиновых и асфальтеновых отложений. Общий принцип работы депарафинизатора «ENERCAT» заключается в следующем: кристаллы кварца располагаются таким образом, что когда за счёт турбулентного потока нефти происходит их "раскачивание" генерируются электромагнитные волны частотой 20 Гц (пьезоэлектрический эффект), которые находятся в нижнем пределе инфракрасного излучения. Эти волны проникают через внутренний корпус депарафинизатора и воздействуют на поднимающуюся по насосно-компрессорным трубам нефть. В результате воздействия высокочастотной волны электромагнитного поля происходит расщепление молекулярной структуры парафина и асфальтенов содержащейся в нефти, при этом молекулярная структура поднимающейся нефти сохраняется первоначальной.
Скважинный активатор для обработки нефти внутри НКТ, на глубине 450-600 м.

Общий вид прибора «ENERCAT» в разрезе: А. Внутренний корпус.В. Наружный кожух.С. Наполнители. D. Турбулентный поток нефти.

Методы воздействия, применяемые на второй и третьей стадиях разработки

Третичные методы добычи, или, иначе, методы увеличения нефтеотдачи (МУН), которые могут использоваться практически в любой период эксплуатации месторождения (в некоторых коллекторах даже с самого начала), основываются на снижении поверхностного натяжения или вязкости, что способствует вытеснению нефти из пласта. В зависимости от свойств коллектора общее извлечение может достичь 50–70 %, а иногда и выше, в то время как первичные и вторичные методы вместе дают около 30-35%. МУН

реализует ряд технологий, каждая из которых предназначена для использования на разных глубинах залегания коллектора и работы с нефтями различных свойств. Выбор оптимальной технологии увеличения нефтеотдачи требует глубокого понимания характеристик коллектора и экономических параметров освоения месторождения. В следующей части работы рассмотрены методы воздействия, используемые для повышения нефтеотдачи пластов, в случаях, когда начальными методами из скважины добывают столько нефти, сколько она может дать, но при этом большая ее часть остается в пласте. На стадии применения первичных методов нефть самотеком поступает в ствол скважины под воздействием пластового давления. Поэтому на этапе применения вторичных методов нефтеотдачи, т. е. ее улучшения, использование таких методов, как заводнение или закачка газа в пласт, помогает повысить падающее пластовое давление и способствует вытеснению нефти из коллектора.

Паротепловая и тепловая обработки

Паротепловое воздействие на призабойную приходится на ограниченную площадь пласта. При этом улучшаются фильтрационные характеристики, снижается вязкость нефти, изменяется смачиваемость горных пород, увеличивается подвижность нефти.
Схема вытеснения нефти паром.

Условные обозначения: а - пар; б - вода; в – нефть

Технология пароциклического воздействия на пласт заключается в последовательной реализации трех этапов:

Этап 1. В добывающую скважину в течение двух-трех недель закачивается пар в объеме 30-100 т на один метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта. При этом происходит нагревание скелета пласта, содержащейся в нем нефти, температурное расширение всех компонентов, повышение давления в призабойной зоне. Объем закачиваемого пара должен быть тем больше, чем больше вязкость нефти в пластовых условиях и чем меньше давление в пласте.

Этап 2. После закачки пара скважину закрывают на «паропропитку» и выдерживают для конденсации пара и перераспределения насыщенности в пласте. В этот период происходит выравнивание температуры между паром, породами пласта и насыщающих его флюидов. При снижении давления в зону конденсации устремляется оттесненная от призабойной зоны пласта нефть, ставшая более подвижной в результате уменьшения вязкости при прогреве. В период конденсации пара происходит и капиллярная пропитка – в низкопроницаемых зонах нефть заменяется водой.

Этап 3. После выдержки скважину пускают на режим отбора продукции, при котором эксплуатацию ведут до предельного рентабельного дебита. По мере остывания прогретой зоны пласта в процессе эксплуатации дебит скважины постепенно уменьшается. Этот процесс сопровождается уменьшением объема горячего конденсата, что приводит к снижению давления в зоне, ранее занятой паром. Возникающая при этом депрессия является дополнительным фактором, способствующим притоку нефти в эту зону.

Эти операции (этапы) составляют один цикл. Фазы каждого цикла, а также объемы закачки пара (на 1 м эффективной толщины пласта) – величины непостоянные и могут меняться от цикла к циклу для получения максимального эффекта.

Гидравлический разрыв пласта

Метод образования новых трещин или расширение некоторых существующих в пласте вследствие нагнетания в скважину жидкости или пены под высоким давлением. Чтобы обеспечить высокую проницаемость, трещины наполняют закрепляющим агентом, например кварцевым песком. Под действием горного давления закрепленные трещины смыкаются не полностью, в результате чего значительно увеличивается фильтрационная поверхность скважины, а иногда включаются в работу и зоны пласта с лучшей проницаемостью. Гидравлический разрыв пласта применяют для воздействия на плотные низкопроницаемые продуктивные пласты, а также при большом радиусе загрязнения призабойной зоны пласта.
Схема работ при ГРП

Другие физические методы воздействия на пласт

Гидропеско-струйная перфорация	Торпедирование	Горизонтальные скважины	Электромагнитное воздействие	Волновое воздействие на пласт
Гидропескоструйная перфорация — это процесс создания отверстий в стенках эксплуатационной колонны, цементном камне и горной породе для сообщения продуктивного пласта со стволом скважины за счет энергии песчано-жидкостной струи, истекающей из насадок специального устройства (перфоратора).	Торпедированием называется воздействие на призабойную зону пласта взрывом. Для этого в скважине напротив продуктивного пласта помещают соответствующий заряд взрывчатого вещества (тротила, гексогена, нитроглицерина, динамита) и подрывают его. При взрыве торпеды образуется мощная ударная волна, которая проходит через скважинную жидкость, достигает стенок эксплуатационной колонны, наносит сильный удар и вызывает растрескивание отложений (солей, парафина и др.).	Технология зарекомендовала себя в связи с увеличением количества нерентабельных скважин с малодебитной или обводненной продукцией и бездействующих аварийных скважин по мере перехода к более поздним стадиям разработки месторождений. Увеличение нефтеотдачи происходит за счет обеспечения большей площади контакта продуктивного пласта со стволом скважины.	Метод основан на внутренних источниках тепла, возникающих при воздействии на пласт высокочастотного электромагнитного поля. Зона воздействия определяется способом создания напряжения и частоты электромагнитного поля, а также электрическими свойствами пласта. Помимо тепловых эффектов электромагнитное воздействие приводит к деэмульсации нефти, снижению температуры начала кристаллизации парафина и появлению дополнительных градиентов давления за счет силового воздействия электромагнитного поля на пластовую жидкость.	Основная цель технологии – ввести в разработку низкопроницаемые изолированные зоны продуктивного пласта, путем воздействия на них упругими волнами, затухающими в высокопроницаемых участках пласта, но распространяющимися на значительное расстояние и с достаточной интенсивностью, чтобы возбуждать низкопроницаемые участки пласта