Файл: Методические указания по самостоятельной работе Составитель Заливин Владимир Григорьевич.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 03.02.2024
Просмотров: 163
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
16
В неглубоких скважинах (до 500-600 м) паротепловую обработку часто прово- дят без применения пакера. Для устранения опасных удлинений колонны насосно-компресорных труб при закачке пара в пласт применяют специальное оборудование, состоящее из колонной головки, арматуры устья и скважинного компрессора с телескопическим устройством.
Пар для теплового прогрева скважин получают от передвижных паровых установок (ППУ), парогенераторных установок (ПТУ), монтируемых на шасси автомобиля высокой проходимости. Имеются установки производительностью до 5,5 т/ч пара с рабочим давлением до 10 МПа и температурой пара до 315 °С.
Также применяют мощные автоматизированные передвижные парогенератор- ные установки типа УПГ -9/120 с подачей пара до 9 т/ч и рабочим давлением 12
МПа. Установки укомплектованы системой КИП и автоматики. Управление ра- ботой оборудования осуществляется из кабины оператора.
Парогенераторную установку (одну или несколько) соединяют трубопро- водами высокого давления с устьем скважины. Пар из парогенератора своим давлением вытесняет нефть из НКТ и поступает в пласт. После закачки пара (не менее 1000 т) устье скважины герметизируют на 2-5 суток для передачи тепла в глубь пласта. Затем извлекают НКТ, спускают насосное оборудование и сква- жину вводят в эксплуатацию.
Электротепловая обработка скважин осуществляется при помощи элек- тронагревателей, спускаемых в скважину на кабеле-тросе. Скважинный элек- тронагреватель состоит из трех основных узлов: головки, клеменной полости, трубчатых электронагревательных элементов (ТЭН). Головка соединяется бол- тами с гидрофланцем.
Прогрев призабойной зоны пласта обычно проводится в течении 5-7 су- ток, радиус повышенного температурного поля достигает при этом 1-1,2 м.
Метод применяется обычно на месторождениях с маловязкой нефтью.
Паронагнетательные установки УПГ-60/160 и УПГ-50/60 предназна- чены для паротеплового воздействия на пласт с целью увеличения коэффици- ента нефтеотдачи.
Техническая характеристика
Показатель
УПГ-60/160
УПГ-50/60 производительность на пару, т/ч
60 50 теплопроизводительность, Гкал/ч
34,4 25,4 номинальное давление пара, Мпа
16,0 6,0 установленная электрическая мощность, кВт 1528,0 1294,5 температура отработанных газов, °С
320 343
КПД установки, °/о
80,0 83,9 вид топлива газ газ, нефть
Паронагнетательная установка УПГ-50/60 состоит:
- дроссельное устройство;
- парогенератор;
17
- подогреватель топлива;
- дутьевой вентилятор;
- подогреватель воздуха;
- топливный насос;
- деаэратор;
- охладитель деаэрированной воды;
- электронасосный агрегат;
- сульфоугольный фильтр;
- насос химочищенной воды;
- бак химочищенной воды;
- насос исходной воды;
- подогреватель исходной воды;
- фильтр химводоочистки.
Парогенераторная установка УПГ-60/160 :
- подогреватель воздуха;
- электровинтилятор;
- парогенератор;
- ГРП;
- дроссельное устройство;
- деаэратор;
- охладитель деаэрированной воды;
- питательный насос;
- сульфаугольный фильтр;
- деаэраторный насос;
- бак химочищенной воды;
- насос исходной воды;
- подогреватель исходной воды;
- фильтр химводоочистки.
Паронагнетательная установка ППУА-1600/100 состоит из цистерны для воды, емкости для топлива, парогенератора, питательного насоса, вентиля- тора высокого давления, топливного насоса, привода установки, приборов и трубопроводов.
Техническая характеристика производительность по пару, т/ч
1,6 давление пара, Мпа
9,81 температура пара, °С
310 теплопроизводительность, Гкал/ч
0,94 масса установки без заправки водой и топливом, кг
15350 вместимость цистерны, м
3 5,2
Устьевая арматура АП-65/210, АП-65/50х16У1 предназначена для гер- метизации устья скважин при паротепловом воздействии на пласт.
18
Техническая характеристика тип арматуры
АП-65/210
АП-65/50х16У1 рабочее давление, МПА
15 16 максимальная температура, °С
320 345 условный проход, мм
65 65
Устьевая арматура АП-65/210, АП-65/50х16У1 :
-устьевой сальник;
- задвижка;
- устьевое шарнирное устройство;
- специальная труба.
Термостойкие пакеры ПВ-ЯГМ-Г-122-140, ПВ-ЯГМ-Г-140-140 предна- значены для герметизации ствола скважины при нагнетании теплоносителя.
Термостойкий пакер:
-переводник;
-верхний шлипсовый узел;
-уплотнитель;
-нижний шлипсовый узел;
-гидроцилиндр;
-клапанный узел;
-фильтр.
Техническая характеристика тип пакеров
ПВ-ЯГМ-Г-122-
140
ПВ-ЯГМ-Г-140-
140 диметр обсадных труб, мм
146 146 максимальный перепад давлений,
МПа
14,0 14,0 максимальная температура, °С
325 325 условный диаметр обсадных труб, мм
146 168 давление при посадке пакера,
МПа
20 20 диаметр пакера, мм
122 140 длина пакера, мм
1690 2370
Газовые винтовые компрессоры Компрессорные установки, изготавли- ваемые на базе винтовых газовых компрессоров с подачей 10...50 м
3
/мин, по условиям всасывания применяются в нефтяной промышленности для сбора и внутрипромыслового транспорта нефтяного газа после концевых ступеней се- парации, включая «горячую» вакуумную сепарацию газа и затрубного газа из насосных скважин.
По назначению эти компрессоры подразделяют на две группы:
19
- компрессоры 5ВКГ-10/6, 7ВКГ-30/7, 7ВКГ-50/7 предназначены для сбо- ра нефтяного газа с давлением на приеме, близкому к атмосферному и давлени- ем нагнетания 0,6 ...0,7 МПа;
- компрессор 6ГВ-18/6-17, дожимающий газ с начального давления 0,6 до
1,7 МПа.
Техническая характеристика компрессорных установок
Показатели
Компрессорная установка
5ВКГ-
10/6 6ГВ-18/6-
17 7ВКГ-30/7 7ВКГ-50/7
Подача по условиям всасыва- ния, м
3
/мин
11 18 30 50
Давление газа на всасывании,
МПа
0,08
...0,12 0,6 0,08...0,12 0,08...0,12
Давление нагнетания, Мпа
0,6 1,7 0,7 0,7
Температура газа на приеме,
°С
25 15...45 5...45 5...45
Температура газомасляной смеси на нагнетании, °С
80...100 100 100 100
1.2. Газовые методы.
Газовые методы основаны на определенном классе реагентов, использо- вание которых связано с организацией крупномасштабной технологии их транспортировки и закачки.
К признакам данного класса реагентов относятся:
- низкое количество дополнительно добытой нефти, приходящейся на единицу массы 100 % реагента.
- относительно невысокая отпускная цена чистого реагента
- возможность транспортировки реагента по трубопроводам
- наличие крупнотоннажной сырьевой базы и крупных единичных источ- ников реагента
- возможность отделения реагента от продукции добывающих скважин в условиях промысла и повторного его использования для закачки в пласт
- отсутствие отрицательного воздействия или незначительное воздействие на качество добываемой продукции
- сохранение пожаро- и взрывобезопасных и иных подобных условий в промысловых процессах
- экономичность.
Наиболее распространенный реагент данного класса – диоксид углерода.
Метод повышения нефтеотдачи характеризуется большими объемами подачи реагента в пласт.
При технологии непрерывной закачки СО
2
или при создании оторочек темп подачи реагента в пласт в 1000 – 2000 раз выше, чем при закачке ПАВ или полимера. Реагент обладает – невысокая отпускная цена, т.к. является побоч- ным продуктом основного производства или отходами производства, транспор- табелен по трубопроводам, т.к. имеет низкую вязкость, широкий круг постав- щиков и источников СО2 как естественных, так и промышленных. Реагент мо- жет быть отделен от добываемой продукции и регенерирован для обратной за- качки в пласт, качество добываемых углеводородов не подвергается необрати-
20 мому ухудшению, при использовании СО
2
в промысловых процессах не возни- кают новые требования по охране труда и окружающей среды.
В целом, закачка в пласт диоксида углерода, азота, природного газа, ды- мовых газов может проводиться с целью повышения нефтеотдачи пласта.
1 2 3 4 5 6 7 8 9
1.2.1.Использование диоксида углерода для повышения нефтеотдачи пла-
ста
Использование диоксида углерода было начато в начале 50 годов в штате
Нью-Йорк (США), промышленный эксперимент по закачке водного раствора
СО
2
длительностью 10 лет позволил увеличить нефтеотдачу на 10 %. Опыт по- казывает, что при закачке СО2 нужно учитывать неоднозначность получаемых результатов, возможность побочных эффектов (выпадение осадков в пласте, коррозия нефтепромыслового оборудования), вероятность быстрого прорыва реагента к забоям добывающих скважин, необходимость транспортировки зна- чительного количества СО
2
на большие расстояния, специфические требования к используемому оборудованию, например, к разъемам и уплотнительным устройствам, средствам перекачки.
1.2.2.Механизм вытеснения
Углекислый газ или двуокись углерода образует жидкую фазу при темпе- ратуре ниже 31°С . При температуре выше 31 °С двуокись углерода находится в газообразном состоянии, при давлении меньшем 7.2 МПа из жидкого переходит в парообразное.
Образующаяся при растворении СО
2
в воде угольная кислота H
2
CO
3
рас- творяет цемент в породе пласта и при этом повышает проницаемость. Двуокись углерода в воде способствует разрыву и отмыву пленочной нефти, покрываю- щей зерна породы и уменьшает возможность разрыва водной пленки.
При пластовом давлении выше давления полной смесимости пластовой нефти с СО
2
(двуокись углерода) будет вытеснять нефть как обычный раство- ритель (смешивающееся вытеснение).
В пласте образуются три зоны.
1. Зона первоначальной пластовой нефти
2. Переходная зона
3. Зона чистого СО
2
Если СО
2
нагнетается в заводненную залежь, то перед зоной СО
2
форми- руется вал нефти, вытесняющий пластовую воду.
Диоксид углерода обладает нефтевытесняющими свойствами, благодаря его способности.
1. Хорошо растворяется в нефти и в пластовой воде, и наоборот, может растворять в себе нефть и воду.
2. Уменьшает вязкость нефти, и повышает вязкость воды при растворении в них, тем самым снижая подвижность воды относительно нефти.
3. Увеличивать объем нефти при растворении в ней СО
2
и повышать эф- фективность вытеснения и доотмыва нефти.
21 4. Снижают межфазное натяжение на границе нефть-вода, улучшают сма- чиваемость породы водой при растворении в нефти и воде и обеспечивают та- ким образом, переход нефти из пленочного состояния в капельное.
5. Увеличивать проницаемость отдельных типов коллекторов в результате химического взаимодействия.
При вытеснении нефти СО
2
в зависимости от конкретных условий могут применяться различные схемы.
1. Вытеснение нефти газообразным диоксидом углерода.
При докритических температурах в мелкозалегающих нефтяных горизон- тах и при ограниченных темпах закачки при условии – Р
пл
(пластовое давление) меньше Р
н
(давления насыщения). Этот вариант на практике маловероятен.
2. Вытеснение сжиженным СО
2
Если Т
пл меньше Т
кр
, Р
пл больше Р
н
, вытесняющий агент жидкий СО
2
– вытесняемая среда – жидкие углеводороды и пластовая вода.
3. Вытеснение со смешиванием
Схема вытеснения осуществляется при подаче в пласт как газообразного, так и жидкого диоксида углерода. Необходимое условие.
Р
пл больше Р
см
(смешивания), т.е. давление, при котором происходит пол- ное взаимное растворение вытесняемой и вытесняющей сред. Давление сме- шивания зависит от температуры и состава пластовой нефти, который обоб- щенно характеризуется молекулярной массой. Схема вытеснения делится на несколько зон по ходу фильтрации.
1. Зона вытесняемой нефти (жидкая углеводородная фаза)
2. Промежуточная зона (жидкая, газообразная либо газожидкостная фаза), которая состоит как из углеводородных компонентов, так и из СО
2 3. Зона полной взаимной растворимости нефти и диоксида углерода без фазовой границы раздела.
4. Зона вытесняющего агента, в которой диоксид углерода находится, как правило, в газообразном (Т
пл
. Больше Т
кр
), либо в жидком состоянии (Т
пл мень- ше Т
кр
, Р
пл больше Р
н
). При Р
пл меньше Рсмешивания зона полной взаимной растворимости отсутствует и получается, что вытеснение происходит без сме- шивания.
5. Вытеснение карбонизированной водой.
Меньше зависит от давления и температуры, при этом происходит двух- фазная (жидкость-жидкость) фильтрация, а СО
2
присутствует в обеих фазах, больше в воде и меньше в вытесняемой нефти, давление больше давления рас- творимости СО
2
в воде.
1.2.3.Способы закачки
По последовательности и характеру закачки СО
2
в пласт, выделяются.
- непрерывная закачка СО
2
- закачка оторочки СО
2
с последующим ее проталкиванием водой
- закачка оторочки СО
2
с последующим нагнетанием углеводородного или иного газа
- чередующаяся закачка СО
2
и воды.
22
По данным ВНИИнефти наиболее приемлема чередующаяся закачка СО
2
и Н
2
О. Суммарный объем закачки СО
2 составляет 30 %. Закачка 1 т диоксида углерода (СО
2
) на месторождениях Венгрии и США дополнительно получают нефти до 1.6 тонны.
1.2.4.Свойства диоксида углерода
В зависимости от давления и температуры СО
2
может находиться в жид- ком, твердом и газообразном состояниях.
Термодинамические параметры СО
2
:
Молекулярная масса - 44.01
Свойства при нормальных условиях (
0
С, 101.3 кПа)
Удельный объем, дм
3
/кг
Относительная (по воздуху) плотность 1.529
Критические свойства
Давление, МПа -7.384
Температура, °С – 31.04
Удельный объем дм
3
(литр)/кг - 2.14
Свойства в тройной точке
Давление, МПа – 0.528
Температура, °С - 56.6
Удельный объем твердой фазы л/кг – 0.661
Температура сублимации, °С -78.48
Смеси с СО
2
От источника в систему транспортировки, а затем на промысел диоксид углерода поступает вместе с примесями других газов.
При повторном использовании СО
2
, добываемого вместе с пластовой продукцией нефтяных скважин, в составе закачиваемого реагента имеется ме- тан.
В закачиваемой среде метан может содержаться и в том случае, когда ис- точником СО является природное месторождение.
1.2.5.Гидратообразование
Диоксид углерода при насыщении парами воды образуются кристалло- гидраты.
Условия формирования гидратов в смесях, содержащих диоксид углеро- да, определяются при помощи уравнений.
К
i
= у i
/х i
,
У – молярная доля i-го компонента в газовой фазе смеси,
Х – молярная доля компонента в жидкой фазе.
Когда начинает выпадение гидратов, то справедливо уравнение.
( (у/к)=1 п- число компонентов в смеси.
23
Выпадение гидратов в смеси происходят при давлении 1.13 МПа.
Предотвратить выпадение достигается повышением температуры или снижени- ем давления.
1.2.6.Коррозия
Диоксид углерода в газообразном состоянии классифицируется как инертное вещество, при взаимодействии с водой образуется угольная кислота –
Н
2
О +СО
2
=Н
2
СО
3
Угольная кислота с рН =3 – слабая кислота, которая влияет на коррозию.
Борьба с коррозией в системах с СО
2
– нанесение на поверхность контакта эпоксидных покрытий, использование оборудования, выполненного в антикор- розийном исполнении.
Борьба с коррозией в системах с СО
2
– это нанесение на поверхность кон- такта эпоксидных покрытий, использование оборудования, выполненного в ан- тикоррозийном исполнении.
При реализации проектов СО
2
следует учитывать, что при растворении
СО
2 в нефти и воде происходит снижение температуры. Температурный эффект растворения СО
2
может повлиять на образование асфальтено-смолисто- парафиновых отложений (АСПО) в пласте. Более существенный температур- ный эффект возникает при отклонениях от режима, утечках, приводящих к дросселированию среды. Температура сухого льда -78 °С, образование пробок- наростов может вызвать так называемые «снарядные» эффекты при отсоедине- нии труб. Может произойти порыв трубы.
1.2.7.Системы разработки
Система разработки должна быть внутриконтурная – однорядная, трех- рядная, пятирядная, либо различные виды площадного заводнения. Размещение скважин для применения метода возможно при любой плотности сетки – до 40-
50 га/скв, т.к. СО
2
не ухудшает условия дренирования пласта. При решении во- просов о плотности сетки скважин следует учитывать состояние, герметич- ность, условия и продолжительность эксплуатации нагнетательных скважин и принимать меры по защите от коррозии металла обсадных труб.
Недостатки метода
1. Снижение охвата пластов по сравнению с заводнением.
2. При неполной смесимости с нефтью легкие углеводороды экстрагиру- ют, а тяжелые фракции нефти остаются в пласте.
3. Удаление источника СО
2
от месторождения до 600 км экономически не выгодно.
4. Чистый СО
2
без влаги не опасен в отношении коррозии, но при чередо- вании с водой становится коррозионно-активным.
5. При перекачке жидкого СО
2
проблемой является транспорт.
6. Большое поглощение пластом – потери достигают до 75 % от общего объема закачки.