3. Оборудование для тепловых методов воздействия на пласты

Призабойную зону скважины прогревают следующими способами: нагнетанием в пласт на некоторую глубину теплоносителя — насыщенного или перегретого пара, растворителя, горячей воды или нефти; спуском на забой (в фильтровую зону) нагревателя-электропечи или погружной газовой горелки.

Обработка паром. При этом способе теплоноситель — пар получают от полустационарных котельных и передвижных котельных установок ППГУ-4/120 М, «Такума» КSК, а также парогенераторных установок типа УПГ и ППУА. Если давление нагнетания до 4 МПа, то используют паровые котельные общего типа ДКВР-10/39 и скважинное оборудование (устьевое и внутрискважинное). Устье оборудуют арматурой типа АП, лубрикатором типа ЛП 50-150 и колонной головкой ГКС.

Парогенераторные установки УПГ-60/16М, УПГ-50/6М (рисунок 2) предназначены для паротеплового воздействия на пласт с целью увеличения коэффициента нефтеотдачи.

Рисунок 2 — Принципиальная схема парогенераторной установки УПГ-50/6М

1 — дроссельное устройство; 2 — парогенератор; 3 — подогреватель топлива; 4 — дутьевой вентилятор; 5 — подогреватель воздуха; 6 — топливный насос; 7 — деаэратор; 8 — охладитель деаэрированной воды; 9 — электронасосный агрегат; 10 — сульфоугольный фильтр; 11 — насос химочищенной воды; 12 — бак химочищенной воды; 13 — насос исходной воды; 14 — подогреватель исходной воды; 15 — фильтр химводоочистки.

Парогенераторная установка ППУА-1600/100 (рисунок 3) состоит из цистерны для воды 1, емкости для топлива 2, парогенератора 3, питательного насоса 4, вентилятора высокого давления 5, топливного насоса 7, привода установки 8, приборов 6 и трубопроводов 9.

Рисунок 3 — Парогенераторная установка ППУА-1600/100

 

Устьевая арматура АП-65/210, АП-65/50´16У1 (рисунок 4) предназначена для герметизации устья скважин при паротепловом воздействии на пласт.

Арматура состоит из устьевого сальника 1, предназначенного для компенсации теплового расширения 4 (удлинения) колонны НКТ, задвижки 2 и устьевого шарнирного устройства 3. Шарнирное устройство обеспечивает компенсацию термических удлинений эксплуатационной колонны и паропровода от парогенератора к скважине.

Рисунок 4 — Устьевая арматура АП-65/210, АП-65/50´16У1

1 — устьевой сальник; 2 — задвижка; 3 — устьевое шарнирное устройство; 4 — специальная труба.

Термостойкие пакеры ПВ-ЯГМ-Г-122-140, ПВ-ЯГМ-7-140-140, предназначены для герметизации ствола скважины при нагнетании теплоносителя, в том числе для разобщения затрубного пространства в скважине от закачиваемого пара в пласт. Последнее исключает необходимость в спуске дополнительной изолирующей колонны.

Рисунок 5 — Термостойкий пакер

1 — переводник; 2 — верхний шлипсовый узел; 3 — уплотитель; 4 — нижний шлипсовый узел; 5 — гидроцилиндр; 6 — клапанный узел; 7 — фильтр.

2 Расчетная часть

Расчёт основных показателей разработки пласта методом ВДОГ

Таблица 1 – Исходные данные для расчета основных показателей разработки пласта методом ВДОГ

Исходные данные/вариант	с 1 по 10	с 11 по 20	с 21 по 30
пористость терригенного пласта m, ед.	0,29	0,2	0,18
толщина пласта h, м	5,55	8	10
пластовая температура Tпл, К	303
плотность пластовой нефти ρнп. кг/м3	960	910	950
плотность воды ρв, кг/м3	1000	1010	1008
нефтенасыщенность пласта Sн	0,76
водонасыщенность пласта Sв	0,24
расстояние от нагнетательной до добывающих скважин а, м	300	310	305
забойное давление в добывающих скважинах Pзаб д, МПа	10	12	14
забойное давление в нагнетательных скважинах Pзаб н, МПа	21	24	28
радиус нагнетательной и добывающих скважин rс, м	0,075
проницаемость пласта для воздуха k, м2	0,35∙10-12
вязкость воздуха в пластовых условиях μг, Па∙с	1,8∙10-5
расход топлива g, кг/м3	27,4	25,5	21
удельный расход окислителя v′окс , м3/кг	14,7	16	15,2
радиус фронта горения в конце первого периода rф, м	50	48	52
коэффициент охвата пласта по толщине αh	0,9
коэффициент нефтеотдачи на участках, не охваченных горением λ	0,3	0,35	0,28

Решение

Рассчитаем процесс внутрипластового горения на пятиточечном элементе по следующим исходным данным:

1. Определяем объем воздуха для выжигания 1 м³ пласта:

V′ = g∙v′_окс = 27,4*14,7 = 402,8 м³/м³,

где g – расход топлива при горении, равный количеству кокса, образующегося в пласте, кг/м³;

v′окс – удельный расход окислителя (воздуха), м³/кг.

2. Определяем предельный темп нагнетания воздуха:

где k - проницаемость пласта для воздуха, м²; h_э - эффективная толщина пласта, м; , - забойное давление в нагнетательных и добывающих скважинах, Па; - вязкость воздуха в пластовых условиях, Па∙с; - пластовая температура, К; а – расстояние между нагнетательной и добывающими скважинами, м; - радиус скважин, м; - радиус фронта горения в конце первого периода процесса, м;

3. Определяем скорость продвижения фронта горения в конце первого периода процесса:

w_ф = q_прв/(2πhV′r_ф)= 1,02*10⁵/(2*3,14*5,55*402,8*50) = 0,145 м/сут

4. По рисунку 3 определяем для эффективной толщины h_э минимальную скорость продвижения фронта горения w_фmin:

h_э м; w_фmin м/сут,

Рисунок 3 - Концентрация топлива g, кг/м3: 1 - 32; 2 - 24; 3 - 20; 4 - 19,2; 5 - 18,4

w_фmin = 0,022 м/сут

Условие выполняется: w_ф > 3 w_{ф min}, 0,145>0,066, значит принятую величину r_ф оставляем без изменения.

5. Определяем параметр i_α:

i_α = q_прв/(ah_э w_{ф min} V′) = 1,02*10⁵/(300*5,5*0,022*402,8) = 6,97

6. По рисунку 4 и рассчитанному значению i_α определяем коэффициент охвата пласта фронтом горения по площади α_s.

Рисунок 4 - График для определения коэффициента охвата пласта горением

αs = 0,58

7. Вычисляем коэффициент S₁:

S₁ = g/(ρ_нп*m) =27,4/(960*0,29) = 0,098

где m – пористость пласта.

8. Вычисляем коэффициент S₂:

S₂ = S₁ v′_оксQ′_г/Q′_н = 0,098*14,7*1,257/41,9 = 0,043

где Q′_г, Q′_н – удельная теплота сгорания газа и нефти (Q′_г = 1,257 МДж/м³, Q′_н = 41,9 МДж/кг).

9. Определяем коэффициент нефтеотдачи в зоне, где прошел фронт горения:

η′ = 1 – (S₁+S₂)/S_н = 1- (0,098+0,043)/0,76 = 0,82

где S_н – нефтенасыщенность пласта.

10. Определяем коэффициент нефтеотдачи всего элемента:

η = α_hα_sη′+λ(1-α_hα_s) = 0,9*0,58*0,82+0,3*(1-0,9*0,58) = 0,57

где λ – коэффициент нефтеотдачи для зоны, не охваченной горением.

11. Определяем длительность первого периода горения:

τ₁ = r_ф/w_ф = 50/0,145 = 344,83 сут

12. Определяем потребное количество воздуха за этот период:

V_п = q_првτ₁/2 = 1,02*10⁵*344,83/2 =17,58*10⁶ м³

13. Определяем массу воздуха объемом V_п:

G_п = V_п*1,293 =17,58*10⁶_*1,293 =22,73*10⁶ кг

14. Определяем массу смеси азота и паров воды:

где ρ_а - плотность азота, кг/м³ (ρ_а = 1,36); δ - отношение объема воды к объему нагнетаемого воздуха (δ = 2∙10^-3); ρ_в - плотность воды, кг/м³; y – коэффициент использования воздуха (у ≈ 0,9); n – отношение в коксовом остатке водорода к углероду (n = 1,2); S_в – водонасыщенность пласта.

15. Определяем радиус фронта горения в момент прорыва оторочки в добывающих скважинах:

где r_о – радиус оторочки при прорыве горячей продукции в добывающие скважины (r_о = а), м; G_см – масса смеси прореагировавшего V_п объема воздуха, состоящая в основном из азота и паров воды, кг; C_см – удельная теплоемкость смеси в пластовых условиях, кДж/(кг∙К); ρ_пл – плотность смеси в пластовых условиях, кг/м³.

16. Определяем площадь выжженной зоны:

S_г = 8000+348(r_фп - 50) = 8000+348*(103,4-50) = 26583,2 м²

17. Определяем объем выжженной зоны:

V_г = S_г*α_h*h=26583,2*0,9*5,55=132783,1м³

18. Определяем суммарное количество воздуха, необходимое для выжигания этого объема:

19. Определяем объем извлекаемый из пласта нефти:

V_н = 2а²h_эmS_нη = 2*300²*5,55*0,29*0,76*0,57= 125,5*10³ м³

20. Определяем время выжигания:

21. Определяем расход воздуха на извлечение 1 м³ нефти:

22. Определяем средний дебит одной добывающей скважины:

Q_н = V_н/(4τ₂) = 125,5*10³/(4*668,06) = 46,9 м³/сут

Вывод: При проведении внутрипластового горения средний дебит одной добывающей скважины составит 46,9 м³/сут, время выжигания 668,06 сут, суммарное количество воздуха, необходимое для выжигания этого объема, составит 59,4*10⁶ м³. Объем выжженной зоны 132*10³ м³.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Повышение нефтеотдачи на разрабатываемых месторождениях равносильно открытию новых месторождений, поэтому данная проблема актуальна для всех нефтедобывающих стран мира.

Несомненно, что из всех новых методов повышения нефтеотдачи пластов наиболее подготовленными в технологическом и техническом отношении являются термические, позволяющие добывать нефть вязкостью до 100 МПа с увеличением при этом конечной нефтеотдачи до 30 - 50%. В частности, метод паратеплового воздействия наиболее распространен как на промыслах стран СНГ, так и за рубежом.

Основные факторы, определяющие рост объема добычи нефти за счет термических методов, это наличие:

- ресурсов высоковязкой нефти;

- высокоэффективных технологий воздействия на залежи нефти;

- теплоэнергетического оборудования;

- термостойкого внутрискважинного и устьевого оборудования;

- возможности эффективного контроля за процессами их регулирования.

Широкое развитие термических методов добычи нефти связано с решением комплекса сложных научных и технических проблем. Среди них особое место занимают вопросы изучения механизма нефтеотдачи пластов применительно к различным геолого-физическим условиям, возможности эффективного использования особенностей строения конкретных объектов, а также сочетание тепловых и других методов повышения нефтеотдачи пластов, способствующих совершенствованию технологических процессов с доведением коэффициента нефтеодачи до 50-60%.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Антониади, Д. Г. Научные основы разработки нефтяных месторождений термическими методами / Д. Г. Антониади. – М. : Недра, 1995. – 315 с.

2. Тимофеев Н.Г. Инновационный подход к созданию высокопроизводительных технологий бурения скважин в условиях криолитозоны/ Тимофеев Н.Г., Аргунов Б.В., Тыкынаев В.Г.// Международный научный журнал «Инновационная наука». – 2015. — №4. – С.174-179.

3. Рузин, Л. М. Методы повышения нефтеотдачи пластов (теория и практика) [Текст] : учеб. пособие / Л. М. Рузин, О. А. Морозюк. – Ухта : УГТУ, 2014. – 127 с.