Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ

Подождите немного. Документ загружается.

r(z,0

7b+^(P

z-l)-

Рт

~Т

+^-

. Рту

-Рт*

(3.2)

де 7(z,

і)

~ температура

гарячого

теплоносія на глибині z, м, через час t,

год,

після початку нагрівання, °С;

Т$

- зведена до гирла свердловини

температура нейтрального шару Землі (середньорічна температура),

°С;

- температура теплоносія на гирлі свердловини, °С; Г

27ГА--Г

геотермічний градієнт, °С/м;

др

\4na

коефіцієнт теплообміну між потоком теплоносія і навколишнім

середовищем, м ; \ - середній коефіцієнт теплопровідності

оточуючого потік середовища, кДж/(мтод-°С); q - об'ємна витрата

теплоносія, м /год; густина теплоносія, кг/м ; с„ - масова

теплоємність теплоносія за сталого тиску, кДж/(кг°С); а^ - середній

коефіцієнт температуропровідності оточуючого потік середовища,

м /год;

діаметр

труби,

по якій здійснюється нагнітання, м.

Стовбур свердловини нагрівається за умови:

1 .

Z <Z(\ — ІП

Рт

(3.3)

і охолоджується за умови: z >

ZQ,

де

- глибина точки інверсії

температурної кривої. Максимальна величина охолодження

наближається до значини

ATQ

-7"

/р\-.

Збільшити глибину

можна

зменшенням коефіцієнта р\ (див. рис. 3.7, криві 1 та 2) або

підвищенням температури Т

(див. рис. 3.7, крива 3), тобто

збільшенням витрати q

тривалості запомповування t.

221

На заданій глибині температура Ці) зростає, через

50...

100

діб

практично стабілізується і стає меншою від температури

приблизно

на 6, 10 та 13% за глибини залягання відповідно 500, 1000 та 1500 м.

Таких же приблизно значин набуває і величина тепловтрат. Дня

нагнітання гарячої води її доводиться нагрівати на поверхні на

30...50 °С (залежно від глибини свердловини) вище проектної вибійної

температури.

Температура вологої пари зростає з глибиною і стає вищою

температури Т

на 30...40

°С,

оскільки температура вологої пари

залежить лише від тиску (див. рівняння Руша), а зростання тиску з

глибиною за рахунок маси теплоносія з урахуванням гідравлічних

втрат призводить до збільшення температури. При цьому всі

тепловтрати у стовбурі компенсуються поступовою конденсацією пари

(теплотою конденсації), тобто зростанням її вологості. Із збільшенням

глибини пара може перетворитись у гарячу воду.

т;

у т

o(2)

Zo(3)

Рисунок 3.7

—

Зміна температури однофазного гарячого теплоносія вздовж стовбура

нагнітальної

свердловини:

а - геотерма

222

Під час руху теплоносія по пласту

також мають

місце

втрати

тепло-

ти через покрівлю

підошву пласта.

З метою зменшення всіх тепловтрат теплові діяння здійснюють на

нафтові пласти з достатньо великою товщиною (більше 6 м), застосо-

вують площові сітки розміщення свердловин з відстанню до

100...200 м між нагнітальними і видобувними свердловинами, перфо-

рують свердловини в середній частині продуктивного пласта, забезпе-

чують максимально можливий темп нагнітання теплоносія (пари

100...250 т/добу і більше), теплоізолюють труби, теплогенератор мак-

симально наближують до свердловин та ін.

Тепловтрати у стовбурі свердловини обмежують сферу

застосування методів нагнітання пари і гарячої води в пласти до

глибини залягання

700...

1500

м, а в разі нагнітання води як

терморозчинника глибина має бути понад 1700...1800 м через потребу

у створенні високого тиску в пласті. Теплоносій нагнітають у вигляді

нагрітої облямівки розміром понад

0,3...0,4

об'єму оброблюваного

пласта, а потім форсовано проштовхують її по пласту холодною

водою, яка нагрівається теплотою, що акумулювалася в пласті за

тепловим фронтом витіснення.

Пароцикчічні оброблення (стимуляції) видобувних свердловин

передбачають нагнітання пари у свердловину протягом 15...25 діб в

об'ємі 30...100 м на

м товщини пласта. Потім закривають свердловину

на

5...

діб для перерозподілу теплоти і протиплинного витіснення

нафти з малопроникних пропластків. Після цього свердловину

експлуатують до граничного рентабельного дебіту нафти протягом

2...З місяців. Повний цикл займає 3...5 міс. і більше. Звичайно всього

буває 5...8 циклів за 3...4 роки зі збільшенням тривалості кожного.

223

У зв'язку з тим, що теплота через тепловтрати переноситься в пласті на

невелику глибину, то густота сітки свердловин має бути не більшою

4 2

(1-2)х10 м /свердл. За всі цикли на

т нагнітальної пари видобувають

у середньому

1,5...2

т нафти (зі зменшенням від

10...

до

0,5...

т).

Обладнання охоплює парогенераторне або водонагрівальне устат-

ковання, поверхневі комунікації (трубопроводи, компенсатори темпе-

ратурних деформацій), обладнання гирла і внутрішньосвердловинне

обладнання. Воду можна підігрівати за допомогою серійних нагрі-

вальних пристроїв, парових і теплофікаційних котлів, мережових підіг-

рівачів, економайзерів і стаціонарних котелень. Для отримання і нагні-

тання пари в пласт є блочні пересувні парогенераторні устатковання

вітчизняного виробництва типу УПТТ-9/120МУ-1,

У111

-60/160,

УПГ-50/60, які забезпечують теплопродуктивність 22,2...144 ГДж/год,

паропродуктивність

9...10

т/год, робочий тиск на виході

6...16

МПа;

ступінь сухості пари

0,8.

Загальна маса устатковання 38...98 т.

Умовами зниження втрат теплоти і температурними розширеннями

елементів свердловини зумовлюється підбір обладнання гирла і

внутрішньо-свердловинного обладнання, яке містить арматуру гирла

типу АП (засувка, сальник гирла, шарнірний пристрій гирла і

стовбурний шарнір), колону НКТ, термостійкий пакер з внутрішньо-

свердловинним компенсатором температурних деформацій або з

сальником гирла, колонну сальникову головку. У разі нагнітання води

з невисокою температурою використовується таке ж обладнання

свердловин, як

для заводнення.

Ускладнення в експлуатації свердловин під час нагнітання

теплоносія можуть бути зумовлені винесенням піску, утворенням

емульсії, передчасними проривами пари, нагріванням обсадної колони

і видобувного обладнання. Для попередження цих явищ здійснюють

кріплення порід привибійної зони, обмежують відбори аж до зупинок

свердловин

ін.

224

Внутрішньопластове горіння

Суть процесу полягає в утворенні у нафтовому пласті

високотемпературної зони, в якій теплота генерується внаслідок

екзотермічних окислювальних реакцій між частиною нафти, яка

міститься в пласті, і киснем, та яка переміщується по пласту від

нагнітальної до видобувних свердловин нагнітанням окислювача

(повітря або суміші повітря та води). Вигоряє

5...

15%

запасів нафти

(точніше коксоподібні залишки найважчих її фракцій). На це потрібно

300...500

повітря.

Для перенесення теплоти в область, що передує фронту горіння,

разом з повітрям нагнітають воду (поєднання внутршіньопластового

горіння з заводненням). За співвідношенням витрат води і повітря

розрізняють сухе (відсутнє нагнітання води), вологе (нагнітають води

до 2...З л/м ) і

надвологе

(те ж понад 2...З л/м ) горіння. Додавання води

сприяє зменшенню витрати повітря (в

1,5...З

рази), зростанню

швидкості руху фронту (в

1,5...2

рази)

зниженню температури горіння

(від500...540до260°д.

Механізм

нафтовилучення

базується на витіснювальній здатності

високотемпературного пароводяного валу, газоподібних продуктів

горіння (вміщують до 10...20% СО2) та ін. Коефіцієнт охоплення

пласта по товщині становить 0,6...0,7, а коефіцієнт нафтовилучення -

0,4...0,6, причому це в 2...З рази вище, ніж можна дістати іншими мето-

дами за динамічного коефіцієнта в'язкості нафти близько

100

мПас.

Технологія процесу така. Спочатку компресорами нагнітають

повітря. Якщо протягом перших місяців не виявляють ознак

екзотермічних реакцій (за даними аналізів газу

температури в сусідніх

видобувних свердловинах), тоді починають ініціювати горіння.

225

Його можна здійснити одним із методів а) електричним вибійним

електронагрівачем, який опускають у свердловину на кабелі і

обдувають повітрям, б) вибійним газовим пальником, який опускають

у свердловину на двох концентричних рядах труб (для окремого

подавання палива і повітря), суміш запалюють електричним способом

(іскровий чи накалюванням спіралі), хімічними засобами або ракетним

патроном, в) використанням теплоти хімічних окислювальних реакцій

певних речовин (пірофорів), г) подаванням каталізаторів окислення

нафти Самозаймання характерне лише деяким нафтам Після утво-

рення фронту горіння у привибійній зоні нагнітальної свердловини

далі його підтримують й переміщують по пласту нагнітанням повітря

Необхідно передбачити постійно зростаючу витрату повітря

відповідно до розширення фронту горіння (збільшується об'єм зони

горіння) і віддалення його від нагнітальної свердловини Гирловий

тиск нагнітання повітря в 1,5 2 рази є вищим від пластового тиску

Воду і повітря подають циклічно з періодами до доби, а потім

запомповують лише воду

Для технічної реалізації внутрішньопластового горіння випускають

напівпересувне обладнання типу ОВГ (ОВГ-ЇМ, ОВГ-72/220М), до

якого входять компресорні і насосні станції, електронагрівач,

автотрансформатор, станція управління, обладнання гирла нагніталь-

ної свердловини ОГВГ

Технологічну схему запомповування робочих агентів і збирання

продукції показано на рис 3 8 Видобувний газ містить велику

кількість азоту, оксиду вуглецю, сірчистого і вуглекислого газу, а іноді

сірководню, внаслідок чого він може виявитися непридатним для

використання в господарстві Тому з метою охорони довкілля його

потрібно спалювати, але краще видобувати із нього токсичні

компоненти спеціальними поглиначами

226

оЧТк.о-»Г

Q^\±jQ

•— 11

і—і VI

Рисунок 3 8- Технологічна схема запомповування робочих агентів і збору

продукції під час внутрішньопластового горіння І - повітря,

II - вода, III продукція свердловин, IV суміш газів, V

—

паливо

для дозгоряння, VI - нафта, 1 компресорна станція, 2

—

насосна

станція для води, 3 - повітряні водорозподільні пункти, 4 - нагні-

тальна свердловина, 5 - видобувні свердловини, 6 - гпсковловлювач,

7 - вимірне устаткування, 8 - піч для шляхового підігрівання

продукції свердловини, 9 - депульсатор - вузол попереднього

відбору газу, 10 - сепаратор, 11 - пристрій для спалювання

газу, 12 - буферна ємність, 13 - насосна станція для нафти

Ускладнення під час експлуатації пов'язані з інтенсифікацією

винесення породи (для попередження здійснюють кріплення порід

привибійної зони шляхом коксування частини нафти, встановлення

фільтрів), корозією підземного і наземного обладнання (забезпечують

подавання інгібіторів корозії в затрубний простір), нагріванням видо-

бувного обладнання (нагнітають воду в затрубний простір, відклю-

чають свердловини), передчасними проривами газів (здійснюють

вибіркове розкриття продуктивних пластів, регулювання відборів і

нагнітання), утворення стійких водонафтових емульсій

Проектування процесу здійснюється шляхом спільного розв'я-

зування термо- і гідродинамічних задач При цьому визначають пи-

тому кількість коксоподібного палива, питомі витрати повітря і кіне-

матичні параметри окислення нафти, час, що необхідний для ство-

рення фронту

оріння шляхом самозаймання нафти і для підігрівання

привибійної зони пласта до температури займання палива,

227

технологічні показники розробки покладу (витрата повітря, приймаль-

ність нагнітальних свердловин і тиск нагнітання, розміри пароводяної і

випаленої

зон,

зміна дебіту нафти в

часі,

коефіцієнт нафтовилучення).

Теплові методи застосовано на родовищах Бориславського і

Чернігівського нафтопромислових районів.

Контрольні питання

Назвіть і поясніть найперспективніші методи підвищення нафто-

вилучення та умови їх застосування.

Охарактеризуйте переваги і недоліки використання стічних вод

для ППТ.

За якими технологічними схемами може здійснюватися

нагнітання води в поклад?

Поясніть характер зміни охоплення товщини продуктивного

пласта заводненням залежно від тиску нагнітання.

Використання якого теплоносія найефективніше для витіснення

нафти і чому?

6. Як вибирають метод підвищення нафтовилучення?

За яких умов запомповування газу в нафтові поклади забезпечує

найбільшу повноту нафтовилучення?

8. Що розуміють під терміном „міцелярний розчин"? За яких умов

він забезпечує найбільшу повноту нафтовилучення?

9. Охарактеризуйте переваги та недоліки технологічних схем з

використанням поверхневих і поруслових вод.

10.

Як обладнують водонагнітальні свердловини?

11.3а яких умов доцільно застосовувати циклічне заводнення?

12.

У чому полягає ефективність методу полімерного заводнення?

13.

За яких умов наступає взаємна розчинність нафти? Як це

впливає на нафтовилучення?

228

Глава

АНАЛІЗ, КОНТРОЛЬ І РЕГУЛЮВАННЯ ПРОЦЕСУ

РОЗРОБКИ НАФТОВИХ РОДОВИЩ

§ 4.1 Задачі

методи аналізу, контролю та регулювання процесу

розробки нафтових родовищ

Регулювання

розробки

нафтових родовищ

Регулювання

розробки нафтових родовищ - це процес керуванні

рухом рідин

газів у пласті

за

допомогою системи свердловин у рамкш

раніше прийнятих технологічних рішень (під час проектування

аналізів розробки) з урахуванням зміни уявлень про фізико-геологічн

характеристики об'єкта в процесі його розробки.

Мета регулювання

- досягнути найкращого поєднання технологіч-

них (коефіцієнт нафтовилучення, темп відбирання нафти) і еконо

мічних показників процесу розробки з виконанням вимог охорони

надр

довкілля.

Регулювання (оптимізацію) процесу розробки проводять на основ

великої кількості часткових

критеріїв,

серед яких можна виділити такі

а) технологічні - забезпечення максимального поточного рівні

видобутку нафти, максимального накопиченого відбору нафти, міні-

мального об'єму видобутої або запомпованої води, максимальнш

коефіцієнтів охоплення витісненням та

ін.;

б) економічні - забезпечення мінімальних капітальних вкладень або

експлуатаційних витрат, мінімальної собівартості та ін.

Велика кількість часткових критеріїв зумовлена складністю вирі

шення задач оптимізації розробки родовища, проте усі вони маюп

бути підпорядковані основному принципу розробки родовища

229

який охоплює такі критерії: виконання державного замовлення на

обсяги видобутку нафти за мінімальних витрат і максимально

можливого коефіцієнта нафтовилучення.

Оскільки ця задача є багатокритеріальною із суперечливими

критеріями, то впровадження кожного методу регулювання в умовах

конкретного родовища має забезпечити економічну ефективність.

Доцільно також враховувати запас міцності системи розробки

родовища (можливість перевищення поточного дебіту над розрахун-

ковим для одного і того ж моменту часу) та системну надійність

(реакція системи розробки на різні збурення, які виникають у процесі

експлуатації - запізнювання введення свердловин у роботу чи

будівництво об'єктів, перевезення свердловин на механізованому

експлуатацію

т.ін.)

За ознакою зміни системи діяння на поклад методи регулювання

можна поділити на

дві

групи:

а) методи регулювання

рамках застосованої системи розробки;

б) методи регулювання із частковою зміною системи розробки.

До першої

групи

можна віднести такі методи регулювання.

Діяння на привибійну зону пласта: а) покращення гідро-

динамічної досконалості свердловин і збільшення продуктивності та

приймальності свердловин; б) ізоляція (обмеження) припливу води до

видобувних свердловин; в) вирівнювання

розширення профілю прип-

ливу нафти і поглинання води (газу) по товщині пласта у видобувних і

нагнітальних свердловинах.

Зміна технологічних режимів роботи свердловин: а) оптимізація

вибійного тиску у видобувних і нагнітальних свердловинах; б) збільшення

або обмеження подавання піднімального обладнання аж до відключення

видобувних свердловин чи до форсованого відбирання рідини;

230