Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Югорский государственный университет»

Институт нефти и технологий (филиал) федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего образования

“Югорский государственный университет”

Курсовая работа

Обоснование эффективности применения тепловых методов повышения нефтеотдачи на Жумажановском месторождение

ИНТехО. 21.02.0102.2РЭ14 00

Руководитель К.Г. Резина

Разработал Д.А. Медведев

2023

Содержание

Введение

1. Геологический раздел

1.1 Краткая характеристика геологического строения разрабатываемых месторождений ПАО «Сургутнефтегаз»

1.2 Геолого-физические характеристики продуктивных пластов и свойств их нефтей на Жумажаневском месторождении

2. Технико-технологический раздел

2.1 Сущность тепловых методов повышение нефтеотдачи

2.2 Оборудование, применяемое при тепловых методах повышения нефтеотдачи

2.3 Расчет внутрипластового горения

Заключение

Список литературы

Введение

В настоящие время нефтедобывающие компании сталкиваются с проблемой снижение нефтеотдачи на многих месторождениях. В связи с этим актуальной становится задача повышение эффективности добычи нефти. Одним из способов повышения нефтеотдачи являются тепловые методы, которые позволяют увеличить текучесть нефти и снизить вязкость породы. Жумажаневское месторождение, расположенное на территории России, является одним из объектов, на которых успешно применяются тепловые методы повышение нефтеотдачи. В данной курсовой работе мы рассмотрим эффективность применение тепловых методов, их преимущества и недостатки, а также результаты исследований и практическое применение этих методов на данном месторождение. Результаты исследований могут быть полезны для оптимизации процесса добычи нефти на других месторождениях.

1. Геологический раздел

1.1 Краткая характеристика геологического строения разрабатываемых месторождений ПАО «Сургутнефтегаз»

На территории работ ПАО «Сургутнефтегаз» преобладают пластовые сводовые и литологически экранированные типы залежей. Реже встречаются массивные, тектонически экранированные и структурно-литологические. В районе деятельности ПАО «Сургутнефтегаз» в Западной Сибири коллекторы практически всех выявленных залежей представлены песчаниками и алевролитами (пласты АС4-10, БС1-4, БС10-11, БС14-23, ЮС1-4) преимущественно с поровым, терригенным, трещинно-поровым типом коллектора, кроме пласта ЮС0, представленного битуминозными аргиллитами с трещинным и трещинно-кавернозным типом коллектора. Характеризуются значительными изменениями фильтрационно-емкостных свойств как по площади, так и по разрезу. На Рогожниковском месторождении пласты ВК1, ЮК2-3 и ЮК4 также представлены песчаниками, алевролитами, и алевролитовыми глинами с прослоями угля. Пласты ЮК0, ЮК1 представлены битуминизированными и карбонатизированными глубоководными отложениями с высокой расчлененностью и сильной литологической неоднородностью по разрезу. Отложения Тр представлены вулканогенными эффузивными образованиями кислого, редко - среднего состава с подчиненными прослоями терригенных отложений с терригенным, поровым типом коллектора. На Талаканском месторождении Восточной Сибири продуктивный пласт О-1 представлен доломитами, известковистыми доломитами и известняками доломитизированными с небольшими долями ангидритов с высокой зональной и послойной неоднородностью, большой расчлененностью и сложной структурой трещинно-кавернозно-порового коллектора. Коллектор продуктивного пласта В10 Алинского месторождения представлен переслаиванием песчаников разнозернистых кварцевых с глинистым цементом, алевролитов, аргиллитов и гравелитистых песчаников с поровым типом коллектора. Коллекторы пласта P2uI и P1k1 Ненецкого месторождения (НАО) представлены песчаниками с карбонатно-глинистым цементом, пласта P1k2 - известняками глинистыми с прослойками мергелей, пласта P1a-s - водорослеорганогенными известняками. Все продуктивные пласты неоднородны, что оказывает существенное влияние на распределение запасов нефти и газа, на характер фильтрации жидкостей и газа и, соответственно, на обоснование технологий разработки залежей. 14 Характеристика пластовых флюидов Западной Сибири В пределах Западной Сибири свойства нефти в условиях пласта отличаются многообразием как по степени газонасыщенности, так и по физическим свойствам. Так, в частности, газовый фактор дифференциального разгазирования колеблется от 27-30 м3/т до 120-180 м3/т. Соответственно, с ростом газосодержания давление насыщения увеличивается от 6-8 МПа до 19-22 МПа, вязкость нефти при пластовых давлении и температуре изменяется от 0,6-1,0 мПа·с до 8-10 мПа·с. Как правило, для многопластовых месторождений реализуется «классическая» модель изменения характеристик нефти: с ростом глубины возрастает газонасыщенность пластовых флюидов, снижаются плотность и вязкость продукции скважин. Дегазированная нефть в поверхностных (стандартных) условиях имеет плотность в диапазоне 827-916 кг/м3 (в среднем 875 кг/м3, т.е. сравнительно легкая по технологической классификации), характеризуется как средневязкая (вязкость при 20 °С колеблется от 5,5 до 104 мПа·с при среднем значении 25 мПа·с), сернистая (содержание серы от 0,39 до 2,5% при среднем значении 1,2% масс.), парафинистая (содержание парафина от 0,76 до 6,61% при среднем значении 3,0% масс.), преимущественно малосмолистая (содержание силикагелевых смол от 1,19 до 14,93% при среднем значении 7,2% масс.), выход светлых фракций до 350 °С около 50%. В качестве наиболее «заметных» микрокомпонентов в нефти содержится ванадий (от 16 до 60 г/т) и никель (от 6 до 19 г/т). Растворенный (нефтяной) газ выраженного метанового типа (концентрация метана 75-5% объемных) - с низким содержанием неуглеродных компонентов (двуокись углерода, азот - в среднем не более 3% объемных), сероводород в составе газа отсутствует (или присутствует в следовых количествах - значительно ниже 20 мг/м3). Пластовые воды двух основных химических типов: хлориднокальциевые и гидрокарбонатно-натриевые. Минерализация вод низкая (в среднем 10-30 г/л), основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия и калия, кальция, магния, гидрокарбоната. В условиях пласта воды насыщены газом метанового типа (концентрация метана - более 95%). Характеристика пластовых флюидов Восточной Сибири К настоящему времени промышленная эксплуатация месторождений и поисковые работы ведутся в Республике Саха (Якутия). В качестве особенностей изученных месторождений следует отметить аномально низкие пластовые температуры (11-17 °С) и низкие пластовые давления. Пластовые нефти в условиях залегания имеют относительно высокую степень газонасыщенности: газовый фактор дифференциального разгазирования колеблется от 60 м3/т до 100 м3/т, соответственно, с ростом газосодержания давление насыщения увеличивается от 6,9 МПа до 9,9 МПа, вязкость нефти при пластовых давлении и температуре изменяется от 2,4 мПа·сдо 6,6 мПа·с. 15 Дегазированная нефть в поверхностных (стандартных) условиях имеет плотность в диапазоне 831-862 кг/м3 (в среднем 842 кг/м3, т.е. легкая по технологической классификации), характеризуется как маловязкая (вязкость при 20 °С колеблется от 8,4 до 36 мПа·с при среднем значении 12,8 мПа·с), преимущественно малосернистая (содержание серы от 0,10 до 0,72% при среднем значении 0,49% масс.), парафинистая (содержание парафина от 0,50 до 4,04% при среднем значении 2,0% масс.), преимущественно малосмолистая (содержание силикагелевых смол от 2,89 до 21,90% при среднем значении 7,5% масс.), выход светлых фракций до 350 °С - около 48-50%. По результатам рентгенофлюоресцентного анализа содержание ванадия и никеля в нефти не превышает 5 г/т. Особенностью дегазированной нефти осинского горизонта Талаканского месторождения является присутствие в ее составе легкокипящих серосодержащих компонентов. Растворенный (нефтяной) газ метанового типа (концентрация метана 58-78% объемных) с низким содержанием неуглеродных компонентов (двуокись углерода, азот - в среднем не более 2% объемных), сероводород в составе газа отсутствует (или присутствует в следовых количествах - значительно ниже 20 мг/м3). Содержание гелия в растворенном газе редко превосходит пороговое значение - 0,005% объема. Пластовые воды карбонатных отложений представлены рассолами с минерализацией около 400 г/л. В солевом составе преобладают хлориды кальция и хлориды натрия. Плотность воды в поверхностных (стандартных) условиях составляет 1240-1300 кг/м3, средняя плотность в условиях пласта около 1280 кг/м3. Средняя газонасыщенность пластовых вод составляет в среднем 0,36 м3/м3. Состав водорастворенного газа преимущественно метановый, с высоким содержанием тяжелых углеводородов. Вязкость воды в условиях пласта и на поверхности аномально высокая (2,2-2,9 мПа·с) в связи с высокой минерализацией и низкой пластовой температурой. Характеристика пластовых флюидов Ненецкого автономного округа (НАО) В пределах поисковых и разведываемых лицензионных участков ПАО «Сургутнефтегаз» пластовые нефти (пермские отложения - уфимский, ассельско-сакмарский и кунгурский ярусы) в условиях залегания имеют относительно низкую степень газонасыщенности: газовый фактор дифференциального разгазирования колеблется от 22 м3/т до 40 м3/т. Соответственно, с ростом газосодержания давление насыщения увеличивается с 5,3 МПа до 7,6 МПа, вязкость нефти при пластовых давлении и температуре изменяется от 2,8 мПа·сдо 8,8 мПа·с. По данным испытания разведочных скважин, нефть девона имеет ряд аномальных свойств: при газовом факторе около 150-170 м3/т нефть в условиях пласта сравнительно вязкая (около 4,8 мПа·с), с давлением насыщения 20-23 МПа. Пробы дегазированной нефти из интервалов вскрытия девона показали аномально высокую температуру застывания (45-46 °С и выше 52 °С), что связано с высоким содержанием парафина (до 40% и более). 16 Дегазированная нефть (пермские отложения - уфимский, ассельскосакмарский и кунгурский ярусы) в поверхностных (стандартных) условиях имеет плотность в диапазоне 840-900 кг/м3 (в зависимости от района расположения скважин), характеризуется как маловязкая и средней вязкости (вязкость при 20 °С колеблется от 4,0 до 16 мПа·с при среднем значении около 12 мПа·с), преимущественно сернистая (содержание серы от 0,15 до 2,85% при среднем значении около 0,8% масс.), парафинистая (содержание парафина от 2,87 до 6,07% при среднем значении 4,5% масс.), преимущественно смолистая (содержание силикагелевых смол от 1,93 до 18,31% при среднем значении около 7,5% масс.), выход светлых фракций до 350 °С от 40 до 69%. Пластовые воды представлены рассолами хлоркальциевого типа с минерализацией около 165 г/л. В солевом составе преобладают хлориды кальция и хлориды натрия. Плотность воды в поверхностных (стандартных) условиях составляет в среднем 1 115 кг/м3, средняя плотность в условиях пласта - около 1 114 кг/м3.

1.2 Геолого-физические характеристики продуктивных пластов и свойств их нефтей на Жумажановском месторождении

Таблица 1 - Характеристика продуктивных пластов Жумажановского месторождения

2. Технико-технологический раздел

2.1 Сущность тепловых методов повышение нефтеотдачи

Вытеснение нефти паром. На основании лабораторных и промысловых опытов установлено, что наиболее эффективным рабочим агентом, используемым для увеличения нефтеотдачи, является насыщенный водяной пар высоких давлений (8-15 МПа) со следующими отличительными свойствами. 1. Высокая энтальпия благодаря скрытой теплоте парообразования. При степени сухости пара 0,8 (80% пара и 20% воды) в пласт можно ввести значительно больше тепла (в расчете на единицу массы закачиваемого объекта), чем во время нагнетания горячей воды (в 3-3,5 раза). 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 нефти паром пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкости нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. В пласте образуются три следующие зоны, различающиеся по температуре, насыщению и характеру вытеснения. Зона пара вокруг нагнетательной скважины с температурой, изменяющейся от температуры начала конденсации (400-200 °С), в которой происходят экстракция из нефти легких фракций (дистилляция нефти) и перенос (вытеснение) их по пласту, т. е. совместная фильтрация пара и легких фракций нефти. 2. Зона горячего конденсата, в которой температура изменяется от температуры начала конденсации (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. Зоны пара и горячего конденсата по мере продолжения процесса расширяются, а третья зона с начальной пластовой температурой сокращается. В конечном счете, зона горячего конденсата, а затем и зона пара могут достигнуть добывающих скважин. Тогда горячая вода и пар прорываются в скважины и извлекаются с нефтью на поверхность. После этого продолжение процесса нагнетания пара практически нецелесообразно. Увеличение нефтеотдачи пласта в процессе нагнетания в него пара достигается за счет снижения вязкости нефти под воздействием температуры, что способствует улучшению охвата пласта процессом, а также за счет расширения нефти, перегонки ее с паром и экстрагирования растворителем, что повышает коэффициент вытеснения. Основную долю эффекта вытеснения нефти (40-50%) обеспечивает снижение вязкости нефти, затем дистилляция нефти и изменение подвижностей (18- 20%) и в меньшей степени-расширение и смачиваемость пласта. Продвижение по пласту зон пара и горячего конденсата сопровождается потерями, уходом теплоты из нефтяного пласта в окружающие породы, которые пропорциональны температуре этих зон на границе с окружающими породами, температуре на поверхности контакта с ними, продолжительности контакта и др. При малой толщине нефтяного пласта на границе с окружающими породами всегда будет высокая температура, относительная поверхность теплообмена (по отношению к объему пласта) также будет очень большой, вследствие чего при больших расстояниях между скважинами применение пара, как правило, неэффективно. Поэтому для оптимальной технологии и систем вытеснения нефти паром характерно то, что способствует сокращению потерь теплоты и достижению более полного и равномерного прогрева всего объема залежей. С этой целью для этого метода выбирают нефтяные пласты с достаточно большой толщиной (15 м и более), вскрывают их в нагнетательных скважинах в средней части, системы размещения скважин принимают площадные с плотностью сетки от 1 -- 2 до 4 -- 8 га/скв, обеспечивает максимально высокий темп нагнетания пара с чередующейся закачкой пара и воды, после достаточного прогрева пластов переходят на их заводнение и др. К недостаткам метода вытеснения нефти паром следует прежде всего отнести необходимость применения высококачественной чистой воды для парогенераторов, чтобы получить пар с насыщенностью 80% и теплоемкостью 5000 кДж/кг. В воде, питающей парогенератор, должно содержаться менее 0,005 мг/л твердых взвешенных частиц и полностью должны отсутствовать органические вещества (нефть, соли), растворенный газ (особенно кислород), а также катионы магния и кальция (нулевая жесткость). Обработка воды химическими реагентами, умягчение, удаление газов, обессоливание требуют больших расходов, иногда достигающих 30-35% от общих расходов на производство пара. 90 Вытеснение нефти паром из песчаных пластов после прогрева и подхода фронта пара к добывающим скважинам сопровождается выносом песка, а из глинистых пластов -- снижением их проницаемости, что создает дополнительные трудности. Отношение подвижностей пара и нефти хуже, чем отношение подвижностей воды и нефти, поэтому охват пласта вытеснением паром ниже, чем при заводнении, особенно в случае вязкостей нефти более 800--1000 мПа-с. Повышение охвата пластов процессом вытеснения нефти паром -- одна из основных проблем, требующих решения. Другая, наиболее сложная проблема при применении пара -- сокращение потерь теплоты через обсадные колонны нагнетательных скважин, которые в обычных условиях достигают 3 -- 4 % на каждые 100 м глубины скважины. При больших глубинах скважин (1000 м и более) потери теплоты в нагнетательных скважинах могут достигать 35 -- 45 % и более от поданной на устье скважины, что сильно снижает экономическую эффективность процесса. Термоизоляция паронагнетательных труб особенно в глубоких скважинах снижает эти потери, но при этом встречаются технические трудности. Цементация колонны должна осуществляться до самого устья скважины. Цемент должен быть расширяющимся со специальными добавками (до 30 -- 60 % кремнезема), термостойким. Основное ограничение на применение метода -- глубина не более 800--1000 м. С повышением темпа нагнетания пара потери теплоты резко снижаются. Взаимодействие пара с карбонатными породами вызывает их диссоциацию (разложение), сопровождающуюся образованием углекислого газа, кальция, магния и др. Хотя наличие углекислого газа в пласте может улучшать процесс вытеснения нефти паром, не исключена возможность засорения пористой среды образовавшимися твердыми веществами, т. е. снижения продуктивности пластов. Закачка горячей воды. В определенных физико-геологических условиях, в особенности с ростом глубин залегания пластов и повышением давления нагнетания теплоносителей, технологически и экономически целесообразно нагнетать в пласт высокотемпературную воду (до 200 °С), не доводя еe до кипения, так как при высоких давлениях (25 МПа) энтальпия пара, горячей воды или пароводяной смеси практически не различается. 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 призабойной зоны пласта и вытеснения нефти на расстояние нескольких десятков метров от скважины можно переходить на закачку холодной воды. Размеры зон прогрева и последующего охлаждения определяются термогидродинамическими расчетами в зависимости от темпа нагнетания горячей и холодной воды, температур пласта и теплоносителя, а также теплофизических характеристик пласта и теплоносителя. Доказана высокая эффективность от нагнетания высокотемпературной горячей воды при различных геолого-физических условиях. В процессе нагнетания в пласт с маловязкой нефтью воды при давлении 20 МПа и температуре 300-310 °С нефть растворяется в воде и практически полностью вытесняется из пористой среды. Внутрипластовое горение. Сущность процесса сводится к образованию и перемещению по пласту высокотемпературной зоны сравнительно небольших размеров, в которой тепло генерируется в результате экзотермических окислительных реакций между частью содержащейся в пласте нефти и кислородом нагнетаемого в пласт воздуха. В качестве топлива для горения расходуется часть нефти, остающаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой, испарившимися фракциями нефти впереди фронта горения и претерпевающая изменения вследствие дистилляции, крекинга и других сложных физико-химических процессов. Выгорает 5-25% запасов нефти (коксоподобные остатки наиболее тяжелых ее фракций). Теоретическими и промысловыми исследованиями установлено, что с увеличением плотности и вязкости нефти расход сгорающего топлива увеличивается, а с Увеличением проницаемости уменьшается. 91 Процесс внутрипластового горения имеет следующие разновидности по направлению движения окислителя: * прямоточный процесс, когда движение зоны горения и окислителя совпадают; * противоточный процесс, когда зона горения движется навстречу потоку окислителя. Технология процесса заключается в следующем. Сначала компрессорами закачивают воздух. Если в течение первых месяцев не обнаруживается признаков экзотермических реакций (по данным анализов газа и температуры в добывающих скважинах), то приступают к инициированию горения. Его можно осуществить одним из методов: * электрическим забойным электронагревателем, который опускается в скважину на кабеле и обдувается воздухом; * забойной газовой горелкой, опускаемой в скважину на двух концентричных рядах труб (для раздельной подачи топлива и воздуха); * использование теплоты химических окислительных реакций определенных веществ (пирофоров); * подачей катализаторов окисления нефти. Затраты энергии, связанные с созданием фронта горения, могут быть довольно значительными. Поэтому важна как можно раньше определить момент воспламенения нефти в пласте. Время, в течение которого воспламеняется пласт и создается фронт горения, зависит от характеристики пласта, физико-химических свойств пластовой нефти, способа зажигания, конструкции и мощности глубинного нагревателя, устройства забоя зажигательной скважины и др. После создания фронта горения в призабойной зоне нагнетательной скважины дальше его поддерживают и перемещают по пласту закачкой воздуха предусматривается постоянно возрастающий расход воздуха в соответствие с расширением фронта и удалением его от нагнетательной скважины. Устьевое давление закачки воздуха обычно в 1,5-2 раза выше пластового давления. После того, как процесс горения стабилизировался, в пласте по направлению от нагнетательной скважины к добывающим можно выделить несколько характерных зон. Между забоем нагнетательной скважины и фронтом горения размещается выжженная зона 1. При нормальном течение процесса в ней остается сухая, свободная от каких-либо примесей порода пласта. У кровли и подошвы пласта в данной зоне после прохождения фронта горения может оставаться нефтенасыщенность 2, так как в связи с потерями тепла в кровлю и подошву температура, в этих частях может оказаться недостаточной для воспламенения топлива. Лабораторными и промысловыми исследованиями установлено, что зона фронта горения 3 имеет сравнительно малые поперечные размеры и не доходит до кровли и подошвы пласта. Непосредственно перед фронтом горения в поровом пространстве породы движется зона 4 коксообразования и испарения сравнительно легких фракций нефти и связанной воды. Нагрев этой области пласта осуществляется за счет теплопроводности и конвективного переноса тепла парами воды, нефти и газообразными 92 продуктами горения. Температура в этой зоне падает от температуры горения до температуры кипения воды (в смеси с нефтью) при пластовом давлении. Перед зоной испарения движется зона 5 конденсации паров воды и нефти. Температура зоны равна температуре кипения смеси воды и нефти. Впереди этой зоны движется зона 6 жидкого горячего конденсата нефти и воды. Температура в зоне 6 снижается от температуры конденсации до пластовой. Впереди зоны конденсата нефти и воды может образоваться "нефтяной вал" зона 7 (зона повышенной нефтенасыщенности) при температуре равной пластовой. Последняя зона 8 -зона нефти с начальной нефтенасыщенностью и пластовой температурой, через которую фильтруются оставшиеся газообразные продукты горения. Эффективная реализация процесса внутрипластового горения зависит от правильного подбора нефтяной залежи и всестороннего обоснования признаков, влияющих на успешное и экономичное применение такого способа. При этом необходимо учитывать глубину залегания и толщину пластов, запасы нефти, обводненность пластов, плотность нефти и ее фракционный состав, пластовое давление, геологическое строение и коллекторские свойства пластов, первоначальную нефтеотдачу. Метод рекомендуется применять для залежей глубиной до 1500 м. Чем больше глубина залегания, тем ниже основные затраты, связанные с подачей в пласт окислителя. Для внутрипластового горения наиболее благоприятны продуктивные пласты толщиной 3-25 м. Остаточная нефтенасыщенность должна составлять 50-60%, а первоначальная обводненность не более 40%. Вязкость и плотность нефти могут варьироваться в широких пределах: вязкость не менее 5 мПа-с, плотность не ниже 820 кг/м3. пористость пласта 20-43% и более. Пористость пласта существенно влияет на скорость продвижения фронта горения и потребное давление для окислителя. Проницаемость более 0,1 мкм 2. Метод внутрипластового горения сопряжен с большими недостатками. Из-за высокой температуры выходящих газов и содержания в них большого количества азота, оксида углерода, сернистого и углекислого газов, а иногда и сероводорода, возникает необходимость решения сложных технических проблем по охране окружающей среды, утилизации продуктов горения, обеспечения безопасного ведения работ, предотвращению выноса песка из скважин, образованию песчаных пробок, водонефтяных стойких эмульсий, коррозии оборудования, возможности проявления гравитационных эффектов, снижающих охват пласта тепловым воздействием. Метод внутрипластового горения - один из наиболее сложных по своему механизму, условиям реализации, моделированию и прогнозу возможной эффективности. Неравномерное выгорание пласта сильно изменяет его свойства, что усложняет применение в дальнейшем каких-либо других методов извлечения остаточной нефти. Влажное внутрипластовое горение. В случае обычного (сухого) внутрипластового горения, осуществленного нагнетанием в пласт только воздуха, вследствие его низкой теплоемкости по сравнению с породой пласта происходит отставание фронта нагревания породы от перемещающегося фронта горения. В результате этого основная доля генерируемой в пласте теплоты (до 80% и более) остается позади фронта горения, практически не используется и в значительной мере рассеивается в окружающие породы. Эта теплота оказывает некоторое положительное влияние на процесс последующего вытеснения нефти водой из неохваченных горением смежных частей пласта. Очевидно, что использование основной массы теплоты в области позади фронта горения, т. е. приближение генерированной в пласте теплоты к фронту вытеснения нефти, существенно повышает эффективность процесса. Перемещение теплоты из задней области в переднюю относительно фронта горения возможно за счет улучшения теплопереноса в пласте добавлением к нагнетаемому воздуху агента с более высокой теплоемкостью - воды. Процесс влажного внутрипластового горения заключается в том, что в пласт вместе с воздухом закачивается в определенном количестве вода, которая, соприкасаясь с нагретой движущимся фронтом горения породой, испаряется. Увлекаемый потоком газа пар переносит теплоту в 93 область впереди фронта горения, где вследствие того развиваются обширные зоны прогрева, выраженные в основном зонами насыщенного пара и сконденсированной горячей воды. Внутрипластовое парогенерирование - одна из важнейших особенностей влажного горения, в значительной мере определяющая механизм процесса вытеснения нефти из пластов. Диапазон соотношений закачиваемых в пласт объемов воды и воздуха лежит в пределах от 1 до 5 м3 воды на 1000 м3 воздуха, т. е. водовоздушное отношение должно составлять порядка (1-5)-103 м 3 /м3. Конкретные значения водовоздушного отношения определяются многими геолого-физическими и технологическими условиями осуществления процесса. Повышение водовоздушного отношения до некоторого предела приводит к прекращению окислительных процессов нефти в пласте, но при меньших значениях снижает температуру, расход топлива и расширяет фронт горения. Занижение водовоздушного отношения приводит к сужению фронта, повышению температуры горения и снижению эффективности теплового воздействия на пласт и извлечения нефти. Процесс влажного горения целесообразно проводить с максимально возможными значениями водовоздушного отношения. Эффективность и управляемость метода внутрипластового горения можно существенно повысить, добавляя к нагнетаемой водовоздушной смеси определенные агенты, катализаторы, добавочное топливо (жидкое или газообразное), изменяя режим и ситемы нагнетания рабочих агентов (воды и воздуха) в пласт (циклическое воздействие) с целью сокращения удельного расхода воздуха и повышения теплового воздействия на пласт. При повышенных водовоздушных отношениях метод влажного горения переходит в другие модификации внутрипластового горения с заводнением. Фронт горения может прекратить существование, а закачиваемый кислород воздуха будет поступать в зону насыщенного пара, вступать в экзотермические реакции с нефтью и поддерживать так называемое сверхвлажное горение. При сверхвлажном горении достигаются существенная интенсификация теплового воздействия на пласт, а также значительное сокращение затрат воздуха на добычу нефти. Для поддержания сверхвлажного горения требуются небольшие затраты обводненность не более 40%. Вязкость и плотность нефти могут варьироваться в широких пределах: вязкость не менее 5 мПа-с, плотность не ниже 820 кг/м3. пористость пласта 20-43% и более. Пористость пласта существенно влияет на скорость продвижения фронта горения и потребное давление для окислителя. Проницаемость более 0,1 мкм2. Метод внутрипластового горения сопряжен с большими недостатками. Из-за высокой температуры выходящих газов и содержания в них большого количества азота, оксида углерода, сернистого и углекислого газов, а иногда и сероводорода, возникает необходимость решения сложных технических проблем по охране окружающей среды, утилизации продуктов горения, обеспечения безопасного ведения работ, предотвращению выноса песка из скважин, образованию песчаных пробок, водонефтяных стойких эмульсий, коррозии оборудования, возможности проявления гравитационных эффектов, снижающих охват пласта тепловым воздействием. Метод внутрипластового горения - один из наиболее сложных по своему механизму, условиям реализации, моделированию и прогнозу возможной эффективности. Неравномерное выгорание пласта сильно изменяет его свойства, что усложняет применение в дальнейшем каких-либо других методов извлечения остаточной нефти. Влажное внутрипластовое горение. В случае обычного (сухого) внутрипластового горения, осуществленного нагнетанием в пласт только воздуха, вследствие его низкой теплоемкости по сравнению с породой пласта происходит отставание фронта нагревания породы от перемещающегося фронта горения. В результате этого основная доля генерируемой в пласте теплоты (до 80% и более) остается позади фронта горения, практически не используется и в значительной мере рассеивается в окружающие породы. Эта теплота оказывает некоторое положительное влияние на процесс последующего вытеснения нефти водой из неохваченных горением смежных частей пласта. Очевидно, что использование основной массы теплоты в области позади фронта горения, т. е. приближение генерированной в пласте теплоты к фронту вытеснения нефти, существенно повышает эффективность процесса. 94 Перемещение теплоты из задней области в переднюю относительно фронта горения возможно за счет улучшения теплопереноса в пласте добавлением к нагнетаемому воздуху агента с более высокой теплоемкостью - воды. Процесс влажного внутрипластового горения заключается в том, что в пласт вместе с воздухом закачивается в определенном количестве вода, которая, соприкасаясь с нагретой движущимся фронтом трения породой, испаряется. Увлекаемый потоком газа пар переносит теплоту в область впереди фронта горения, где вследствие этого развиваются обширные зоны прогрева, выраженные в основном зонами насыщенного пара и сконденсированной горячей воды. Внутрипластовое парогенерирование - одна из важнейших особенностей влажного горения, в значительной мере определяющая механизм процесса вытеснения нефти из пластов. Диапазон соотношений закачиваемых в пласт объемов воды и воздуха лежит в пределах от 1 до 5 м3 воды на 1000 м3 воздуха, т. е. водовоздушное отношение должно составлять порядка (1•5)-103 м 3 /м3. Конкретные значения водовоздушного отношения определяются многими геолого-физическими и технологическими условиями осуществления процесса. Повышение водовоздушного отношения до некоторого предела приводит к прекращению окислительных процессов нефти в пласте, но при меньших значениях снижает температуру, расход топлива и расширяет фронт горения. Занижение водовоздушного отношения приводит к сужению фронта, повышению температуры горения и снижению эффективности теплового воздействия на пласт и извлечения нефти. Процесс влажного горения целесообразно проводить с максимально возможными значениями водовоздушного отношения. Эффективность и управляемость метода внутрипластового горения можно существенно повысить, добавляя к нагнетаемой водовоздушной смеси определенные агенты, катализаторы, добавочное топливо (жидкое или газообразное), изменяя режим и ситемы нагнетания рабочих агентов (воды и воздуха) в пласт (циклическое воздействие) с целью сокращения удельного расхода воздуха и повышения теплового воздействия на пласт. При повышенных водовоздушных отношениях метод влажного горения переходит в другие модификации внутрипластового горения с заводнением. Фронт горения может прекратить существование, а закачиваемый кислород воздуха будет поступать в зону насыщенного пара, вступать в экзотермические реакции с нефтью и поддерживать так называемое сверхвлажное горение. При сверхвлажном горении достигаются существенная интенсификация теплового воздействия на пласт, а также значительное сокращение затрат воздуха на добычу нефти. Для поддержания сверхвлажного горения требуются небольшие затраты топлива (5-10 кг на 1 м3 пласта), что имеет важное значение для пластов, содержащих маловязкую нефть. Недостатком при реализации влажного внутрипластового горения в малопроницаемых пластах является необходимость бурения нагнетательных скважин-дублеров для раздельного нагнетания воздуха и воды, так как при совместной их закачке резко снижается приемистость (в 4-10 раз).

2.2 Оборудование, применяемое при тепловых методах повышения нефтеотдачи

Устьевое и внутрискважинное оборудование для нагнетания пара в нефтяные пласты. При воздействии на пласт применяется комплекс оборудования, состоящий из специальной арматуры устья скважин: головки колонной сальниковой; лубрикатора для спуска приборов; термостойких пакеров; внутрискважинных компенсаторов удлинения колонны НКТ.

Арматура устья для герметизации (Рисунок 1) нагнетательных скважин в период тепловой обработки пласта обеспечивает подвеску колонны НКТ, компенсирует ее удлинение и позволяет проводить исследовательские работы по стволу скважины и на забое. Она состоит из запорных устройств - задвижек и вентилей, фитингов - крестовиков, тройников, катушек и специальных устройств для компенсации тепловых удлинений колонны и подводящего паропровода. Арматура устья устанавливается на скважине перед началом паротеплового процесса и после его окончания демонтируется. пласт нефть месторождение

Рисунок 1 - Устьевая арматура АП-65-150 1 - узел (задвижка, шарнир, тройник); 2 - труба; 3 - набор прорезиненных асбестовых манжет; 4 - корпус; 5 - затрубный вентиль

Арматура включает в себя крестовину с затрубным вентилем, устанавливаемым на фланце колонны обсадных труб. Зазор между корпусом и телескопической трубой уплотняется набором прорезиненных асбестовых манжет. На фланце телескопической трубы монтируется узел, состоящий из задвижки шарнира и тройника. Устьевое шарнирное устройство состоит из трех шарниров и обеспечивает компенсацию теплового расширения НКТ и подводящей линии паропровода. Так устроена арматура типа АП-65-150.

Головка колонная сальниковая (Рисунок 2) предназначена для оборудования устья нагнетательных многоколонных скважин. Эти головки имеют уплотнительное устройство, обеспечивающее компенсацию тепловых усилий эксплуатационной и технической колонн.

Рисунок 2 - Головка колонная сальниковая ГКС-401 - шпилька; 2, 5 - грундбукс; 3 - корпус сальника; 4 - сальниковая набивка; 6 - запорный болт; нажимная гайка; 8 - верхний фланец корпуса головки; 9 - переводник.

Лубрикатор устьевой предназначен для спуска в скважину глубинных манометров, термометров и других приборов для исследования пласта без прекращения закачки. Лубрикатор устанавливается на фланце верхней задвижки, смонтированной на тройнике арматуры устья. Лубрикатор состоит из корпуса, масляного бачка с трубами и блока. В верхней части корпуса установлен узел сальника, а нижняя имеет фланец, с помощью которого он присоединен к фланцу задвижки устьевой арматуры.

Термостойкие пакеры герметизируют затрубное пространство скважины при нагнетании пара в пласт и защищают эксплуатационную колонну от воздействия давления и температуры. Одновременно пакеры предотвращают тепловые потери и позволяют снизить температурные напряжения.

Компенсаторы теплового расширения НКТ могут быть конструктивно объединены с пакером, либо устанавливаться отдельно. Телескопическое устройство представляет собой конструкцию штока, соединенного с головкой и сальникового узла, манжеты которого изготавливаются из прорезиненной асбестовой ткани.

Оборудование для подготовки воды и ее подогрева

Использование для воздействия на пласт установок подготовки воды и подогрева в блочном исполнении, позволяет сократить расходы и сроки обустройства месторождения. Парогенераторная установка ППГУ-4/120 М предназначена для получения 4 т/ч влажного пара при давлении до 12 МПа. Установка состоит из двух блоков, которые могут перевозиться по ЖД или на специальном шасси. В качестве топлива используется сырая нефть. Установка имеет блок водоподготовки, деаэрации и парогенератор.

Оборудование для поджога пласта

Для добычи нефти с применением внутрипластового горения необходимо создать в призабойной зоне условия для возникновения и образования устойчивого фронта горения. Для этого используют забойные нагреватели следующих типов: топливные горелки, электрические нагреватели, химические реагенты. После образования фронта горения в пласт подают окислитель - воздух, обогащенный кислородом или кислород. Конструкция горелок предусматривает использование жидкого и газообразного топлива. Спускаются они на забой с помощью труб или троса. Глубинные нагреватели эксплуатирующиеся на жидком топливе, рассчитываются на сжигание нефти, мазута, дизтоплива и т. д. Смесь топлива и воздуха при определенном давлении подается по каналу НКТ и после сгорания отводится по затрубному пространству. Наиболее часто для поджога пласта применяются электрические подогреватели.

2.3 Расчет внутрипластового горения

Рассчитать процесс внутрипластового горения на пятиточечном элементе при следующих условиях: Пористость терригенного пласта m = 0,31; толщина пласта h = 5,55 м; пластовая температура Тпл = 303 К; плотность пластовой нефти р_нп = 960 кг/м3; плотность воды р_в = 1100 кг/м3; нефтенасыщенность пласта s_h = 0,76; водонасыщенность пласта s_в = 0,24; расстояние от нагнетательной до добывающих скважин а = 300 м; забойное давление в добывающих скважинах p_забд= 10 МПа; забойное давление в нагнетательной скважине р_забн= 21 МПа; радиус нагнетательной и добывающих скважин г_с = 0,075 м; проницаемость пласта для воздуха k = 0,35. 10^-12 мІ; вязкость воздуха в пластовых условиях = 1,8 . 10^-5 Па - c; расход топлива g = 27,4 кг/м3; удельный расход окислителя v'_окс=14,7 мі /кг.

Принять радиус фронта горения в конце первого периода г_ф= 50 м; коэффициент охвата пласта по толщине a_h = 0,9; коэффициент нефтеотдачи на участках, не охваченных горением, л= 0,3.

Решение:

Рассчитываем объем воздуха для выжигания 1 мі пласта:

,

Предельный темп закачки воздуха:

q_прв=

Вычисляем скорость продвижения фронта горения:

w_ф=

Определяем для h_э = 5м, w_фмин=0,019 м/сут

Условие выполняется: w_ф=0,145>3w_фmin=0б057, поэтому принятую величину r_ф=50 оставляем без изменеия.

Iа=

Вычисляем коэффициент s₁:

s₁=0,092.

Вычисляем коэффициент s₂:

s₂= 0,092*1,47*

Коэффициент нефтеотдачи в выженной зоне

,

Коэффициент нефтеотдачи всего элемента:

,

Длительность первого периода:

r₁=

Потребное количество воздуха за этот период V_n=9,14*10⁴ кг.

Масса смеси азота и паров воды:

G_см=

Радиус фронта горения к моменту прорыва оторочки в добывающие скважины:

r_фл=

Площадь выжженной зоны:

s_r=8000+348(99,4-50)=25191,2 м²

Объём выжженной зоны:

V_r= 25191,2*0,9*5,55=125830 м³

Суммарное количество воздуха для выжигания этого объёма:

=402,8*

Время выжигания:

r₂=

Объем извлекаемой из пласта нефти:

V_н = 2*300²*5*0,31*0,86*0,584=123831,4 м³

Расход воздуха на извлечение 1 м³ нефти:

G₀= .

Дебит каждой добывающей скважины:

O_н=

Заключение

В ходе написания курсовой работы были рассмотрены тепловые методы повышения нефтеотдачи пластов.

В геологической части курсовой работы была рассмотрена краткая характеристика геологического строения разрабатываемых месторождений ПАО «Сургутнефтегаз», изучены геолого-физические характеристики продуктивных пластов и свойств их нефтей на месторождении.

В технико-технологической части курсовой работы была рассмотрена сущность тепловых методов повышения нефтеотдачи, оборудование применяемое при тепловых методах увеличения нефтиотдачи, произведён расчёт внутрипластового горения.

Применение тепловых методов является одним из наиболее эффективных способов повышения нефтеотдачи, которые могут привести к увеличению дебитов скважины.

Список литературы

1. Б.В. Покрепин, Разработка нефтяных и газовых месторождений - М.: УМК, 2018.

2. С.Л. Никишенко, Нефтегазопромысловое оборудование - Волгоград, 2018

3. А.И.Акульшин, В.С.Бойко, Ю.А. Зарубин, В.М.Дорошенко, Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: Учеб. для техникумов. М.: Недра, 2019. - 480 с.

4. Под ред. Д.А. Баталова, «Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата»: Справочное пособие. Книга в двух томах. - Сургут: РИИЦ «Нефть Приобья» ПАО «Сургутнефтегаз», 2010. - 352 с.

5. http://konf.x-pdf.ru/18tehnicheskie/268566-3-sovershenstvovanie-tehnologii-ogranicheniya-vodopritokov-dlya-neodnorodnih-kollektorov-osnove-alyumosilikatnih-geleobrazuyu.php

6. https://studopedia.org/7-48719.html

7. http://www.ngpedia.ru/id512323p2.html

8. http://www.skachatreferat.ru/referaty/Геологическая-Часть-Ао-Западно-Сургутскому-Месторождению/368243.html

Размещено на Allbest.ru