что такое паротепловая обработка скважин птос
Техника и технология проведения паротепловой обработки скважин
Вы будете перенаправлены на Автор24
Технология паротепловой обработки скважины
Паротепловая обработка скважин – это способ термической обработки скважины, заключающийся в периодическом подогреве призабойной зоны скважины при помощи нагнетания в пласт насыщенного пара.
Воздействие на пласт посредством нагнетания насыщенного пара проводится с целью подогрева определенной площади пласта, который направлен на увеличение продуктивности скважины. Также в результате этого мероприятия значительно улучшаются фильтрационные характеристики, меняется смачиваемость горных пород, уменьшается вязкость нефти, увеличивается подвижность нефти. Воздействие насыщенным паром на скважину производится в режиме циклической закачки в добывающие скважины. Пароциклическая обработка скважины осуществляется в три этапа:
Готовые работы на аналогичную тему
Все перечисленные этапы паротепловой обработки скважин составляют один цикл. Объемы закачки насыщенного пара и фазы каждого цикла непостоянны и могу изменяться от цикла к циклу, в зависимости от поставленных целей и полученных результатов. При проведении паротепловой обработки скважин, горные породы выступают в качестве теплообменников и способствуют аккумуляции тепла в процессе нагнетания пара, также происходит очистка призабойной зоны скважины от смолистых отложений и парафина.
Призабойная зона скважины – это область, в которой все процессы, сопровождающие эксплуатацию скважины, протекают наиболее эффективно.
Во время проектирования и проведения пароциклической обработки должны быть рассмотрены такие вопросы, как выбор оборудования, разработка схемы обустройства, составление программы проведения мероприятия, оценка целесообразности проведения мероприятия, оценка температурных условий, обоснование параметров пароциклической обработки, а также проведение гидравлического расчета для конкретной скважины, для определения возможных параметров и темпов закачиваемого пара.
Техника и оборудование для проведения паротепловой обработки скважин
При паротепловой обработке скважин используются специальные техника и оборудование, парогенераторные установки отечественного и зарубежного производства. Парогенераторные установки предназначены для выработки пара. Котлоагрегаты таких установок могут работать на жидком топливе, а также на природном газе.
Отечественные агрегаты серии АДПМ используются для депарафинизации добывающих скважин горячей нефтью. Сам агрегат монтируется на шасси автомобиля КраЗ 255 Б1А и состоит из:
Рабочий процесс такого агрегат проходит следующим образом. Нефть, которая привозится в специальных автоцистернах, закачивается насосом агрегата, затем прокачивается через нагреватель агрегата, где нагревается до определенной температуры. После этого нефть закачивается в скважину и расплавляет отложения парафина и выносит их на поверхность земли, тем самым очищает призабойную зону и увеличивает приток полезного ископаемого.
Использование водяного пара в нефтегазовой отрасли и проблема его точного регулирования и поддержания постоянной температуры
Нефтегазовая, нефтеперерабатывающая и нефтехимическая отрасли промышленности традиционно широко используют в своих технологических циклах водяной пар различных параметров давления и температуры.
Водяной пар применяют при тепловых методах добычи залежей тяжелой нефти и природных битумов. К примеру, одним из таких методов является процесс паротепловой обработки призабойных зон скважин (ПТОС) и закачка в пласт пара. Процесс ПТОС заключается в периодической закачке пара в добывающие скважины для разогрева призабойной зоны пласта с целью снижения в ней вязкости нефти и повышения продуктивности скважин. Цикл (нагнетание пара, выдержка, добыча) повторяется несколько раз на протяжении стадии разработки месторождения. С развитием технологии горизонтального бурения в Канаде была разработана технология парогравитационного дренирования с применением пары горизонтальных скважин, более известная в мировой промышленности как SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage) или ее вариант, основанный на циклической закачке пара CSS (Cyclic Steam Stimulation).
Также существуют другие эффективные улучшенные технологии, такие как совместное нагнетание пара и растворителя ES-SAGD (Expanding Solvent ES-SAGD), чередование закачки пара и растворителя SAS (Steam Alternating Solvent).
Исторически водяной пар являлся и является сейчас основным техническим решением для подогрева трубопроводов, резервуаров и других объектов нефтяной отрасли. Подогрев прежде всего необходим для предотвращения застывания, отогревания застывших нефтепродуктов, уменьшения вязкости (для уменьшения сопротивления при движении по трубопроводу), при разгрузке, перекачивании, транспортировке и освобождении трубопровода от остатков нефтепродуктов.
Обычно для этих целей используют насыщенный пар давлением 0,3–0,4 МПа и температурой 130–140 оС, обеспечивая нагрев нефтепродукта до 80–100 оС. Положительными сторонами этого решения является большая теплоемкость пара, позволяющая быстро передать нагреваемой среде требуемое количество теплоты. Кроме того, пар легко транспортируем, взрыво- и пожаробезопасен, прост в генерации, его использование не требует дополнительного теплообменного оборудования, расход сравнительно просто регулируется.
На современных нефтеперерабатывающих заводах применение водяного пара в процессе ректификации является эффективным и недорогим способом увеличения глубины переработки нефти. Перегретый водяной пар подают в низ основной ректификационной колонны (секции отпаривания) для увеличения отбора светлых продуктов (бензина) из более тяжелых нефтепродуктов путем снижения парциального давления и температуры перегонки, при этом предотвращается возможность разложения углеводородов. Однако на качество и эффективность процесса ректификации огромное значение оказывает точное поддержание температуры и расхода перегретого пара внутри пределов рабочих параметров работы колонны.
Пар также широко используется и в газовой промышленности в процессах переработки природного газа, например для получения технического водорода при паровой каталитической конверсии углеводородов.
Таким образом, для нефтегазовой отрасли вопрос использования в своих производствах водяного пара с различными параметрами (давление и температура), с точным поддержанием температуры и точным регулированием его расхода в широком диапазоне регулирования, необходимыми для осуществления оптимального технологического процесса, является весьма актуальным. Например, задача поддержания редуцированного охлажденного пара в зоне насыщения при его переменном расходе относится к таким задачам. Исходя в том числе из таких запросов рынка, наша компания и занялась разработкой новой линейки продукции паропреобразовательных клапанов.
Паропреобразовательный клапан представляет собой (в зависимости от исполнения) модульное или блочное БРОУ, РОУ, РУ, где запорный орган совмещен с регулирующим органом, дроссельным устройством, устройством охлаждения пара в одном компактном корпусе. Клапан может содержать от одной до трех регулируемых ступеней дросселирования и несколько нерегулируемых (постоянного сечения) ступеней дросселирования для компенсации больших перепадов давления, снижения шума и вибраций.
Проектирование и изготовление паропреобразовательных клапанов требует индивидуального отношения к каждому изделию. То есть каждый клапан проектируется под конкретные параметры пара и охлаждающей воды, под конкретного заказчика.
Рассмотрим клапан в приведенном разрезе. Регулируемые ступени специальной конструкции изменяют расход и давление, обеспечивают стабильное и точное регулирование в широком диапазоне расходов пара. Нерегулируемые ступени снижают давление и шум. Охлаждающая вода подается через боковой патрубок в центр парового потока. В верхней части находится грузовой узел, который преобразует вращательное движение электропривода в поступательное движение штока. Шток соединен с золотником в верхней части корпуса. Золотник подвижен относительно штока и имеет жесткую связь только в осевом направлении движения штока, то есть вверх-вниз. Золотниковый узел – разгруженного типа. Размеры разгрузочной камеры устанавливаются таким образом, чтобы обеспечить минимальный момент на электроприводе.
В чем заключаются главные особенности паропреобразовательного клапана?
Во-первых, впрыск охлаждающей воды происходит за счет кинетической энергии рабочего пара, то есть эжекции паром охлаждающей воды. Вспомогательный поток пара имеет более высокую скорость, чем капли воды впрыска. Во-вторых, за счет полноценного использования кинетической и тепловой энергии пара происходит быстрое, не зависящее от расхода (производительности) по острому пару и качественное распыление, смешивание и испарение охлаждающей воды до гомогенного состояния дросселированного и охлажденного пара. Благодаря такой интенсификации процесса значительно уменьшается длина испарительного участка трубопровода, за счет чего обеспечивается компактность данной конструкции.
Основной деталью данного метода охлаждения перегретого пара является специальная насадка. Насадка отличается тем, что она расположена в центре потока перегретого пара и за счет своей конструкции создает защитную оболочку или рубашку из перегретого пара для охлаждающей воды, тем самым предотвращая соприкосновение холодной воды с горячими стенками трубопровода. Благодаря этому исключается появление преждевременной усталости материала за счет образования значительных термических напряжений в стенке трубопровода при тепловых ударах, а также исключается эрозионное действие неиспарившихся капель на расположенные далее за охладительным участком элементы трубопровода и оборудование. Пар на распыл берется из основного потока пара непосредственно после запорно-регулирующего органа.
Таким образом, в настоящее время кроме обеспечения нужд энергетики, металлургии, химической отрасли, пищевой промышленности наша компания готова к сотрудничеству с предприятиями и нефтегазовой отрасли. Данное сотрудничество может проходить, в частности, в рамках программы импортозамещения аналогичных паропреобразовательных клапанов модульных или блочных БРОУ, РОУ, РУ зарубежных производителей, таких как HORA Holter Regelarmaturen GmbH & Co. KG, ARCA Regler GmbH, MAGWEN Valves GmbH, Welland & Tuxhorn AG, SAMSON AG, Armacon GmbH, Fisher Controls International LLC (Emerson) и др.
Константин Васильевич Мамаев,
к. т. н., технический директор
ЗАО «Редукционно-охладительные установки» (ЗАО «РОУ»)
Паротепловая обработка призабойной зоны скважин.
Курсовая работа на тему:
«Увеличение нефтеотдачи пластов: состояние и перспективы развития»
Выполнил:
Хон Н.Ч.
Группа:
ММ-10-12
Преподаватель:
Беспалов М.Д.
Содержание.
2.Паротепловая обработка призабойной зоны скважин
3.Тепловые методы повышения нефтеотдачи
3.1.Вытеснение нефти перегретым паром
5.Список использованной литературы
Введение.
В наше время существенно увеличились масштабы добычи нефти и газа и вводятся в разработку месторождения со сложными геолого-физическими условиями, решается важнейшая проблема увеличения полноты извлечения нефти из недр.
Исследования показывают, что средняя величина коэффициента нефтеотдачи составляет в СНГ 0,37-0,4, а в США – 0,33 (по данным Торри). Нефтеотдача пластов, сложенных малопроницаемыми коллекторами, характеризующимися режимом растворенного газа, еще ниже. М.Макет считает, что объем нефти, которая может быть извлечена из пластов, достигших экономического предела эксплуатации с помощью существующих методов воздействия, составит 1/3 объема нефти оставшейся в пласте. Следовательно, запасы остаточной нефти в так называемых истощенных пластах огромны. Они представляют собой солидный резерв нефтедобывающей промышленности. Повышение коэффициента нефтеотдачи пласта со средними запасами до 0,7-0,8 равносильно открытию новых крупных месторождений. Увеличение отношения объема добываемой нефти к ее остаточным труднодоступным (или недоступным) для извлечения запасам является очень важной и сложной проблемой. Однако работы отечественных и зарубежных исследователей показали, что она может быть решена в ближайшем будущем.
Нефтеотдача – отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте.Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к первоначальным ее запасам. Конечная нефтеотдача – отношение количества добытой нефти к первоначальным ее запасам в конце разработки пласта. Вместо термина «нефтеотдача» употребляют также термин «коэффициент нефтеотдачи».
Паротепловая обработка призабойной зоны скважин.
Величина притока и темпы извлечения нефти, производительность скважины в значительной степени зависят от состояния призабойной зоны скважины. Особое значение имеет эффективная проницаемость призабойной зоны пласта. Ввиду радиального притока жидкости в скважину, на единицу площади призабойной зоны приходится наибольшее количество поверхностно-активных компонентов. Снижение проницаемости призабойной зоны может быть обусловлена выпадением содержащихся в нефти парафина и асфальтено-смолистых веществ, а также отложением их на поверхности породы и стенках скважины. Поверхности частиц песка или других пород скелета пласта могут служить такими же центрами кристаллизации, как и шероховатые поверхности стенок насосно-компрессорных труб.
В результате адсорбции поверхностно-активных веществ нефти может изменяться молекулярная природа поверхности и произойти гидрофобизация первоначально гидрофильной породы. Опыты Ф.А. Требина показали, что явление затухания фильтрации с повышением температуры снижается, и при 60-65°С для большинства нефтей оно почти исчезает. Повышение температуры препятствует также выделению из нефти парафина и асфальтено-смолистых веществ. Указанные факты показывают, что для повышения производительности скважин тепловое воздействие на призабойную зону является одним из важных методов.
Паротепловое воздействие на призабойную зону преследует цель прогрева ограниченной площади пласта, направленного на увеличение продуктивности скважин. При этом улучшаются фильтрационные характеристики, снижается вязкость нефти, изменяйся смачиваемость горных пород, увеличивается подвижность нефти, активизируется режим растворенного газа.
Тепловое воздействие на призабойную зону может быть осуществлено путем электропрогрева или закачкой пара. Нагнетание пара в пласт производят в режиме циклической закачки его в добывающие скважины, выдержкой их в течение некоторого времени и последующего отбора продукции из этих же скважин. При данной технологии достигается прогрев нефтесодержащего пласта в призабойной зоне скважин, наряду со снижением вязкости повышается пластовое давление, происходит очистка призабойной зоны от смолистых веществ и восстановление ее проницаемости, в результате чего увеличивается приток нефти к скважинам, значительно облегчается подъем продукции по стволу скважины, увеличивается охват пласта вытеснением.
На этапе нагнетания пара в пласт он преимущественно внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне пласта за счет противоточной капиллярной пропитки происходит активное перераспределение жидкостей: горячая вода и пар проникают в менее проницаемые пропластки, вытесняя оттуда прогретую нефть в более проницаемые слои.
Технология пароциклического воздействия на пласт заключается в последовательной реализации трех операций (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.
При осуществлении паротепловой обработки скважин горные породы действуют как теплообменник и способствуют тому, чтобы тепло, аккумулированное в процессе закачки пара, эффективно использовалось при фильтрации нефти из пласта в скважину. Одновременно при проведении паропрогрева происходит очистка призабойной зоны от парафина и асфальтено-смолистых отложений.
Реакция пласта на циклическую закачку пара в значительной степени зависит от коллектора. В толстых крутопадающих пластах, где преобладающим механизмом вытеснения нефти является гравитационное дренирование, может быть осуществлено 10 циклов и более. В пологих пластах, где добыча осуществляется на режиме растворенного газа, пластовая энергия быстро истощается, ограничивая число циклов обработки паром до 3-5.
На практике период нагнетания пара обычно равен одной неделе, редко – более трех недель, а период выдержки длится 1-4 сут, иногда больше, в зависимости от характеристик пласта. Последующая добыча с повышенным дебитом может длиться от 4 до 6 месяцев, после чего цикл работ повторяется.
Существенным экономическим показателем эффективности пароциклического воздействия является паронефтяной фактор, величина которого не должна превышать 2 т/т.
Прогрев ПЗС производят также с помощью спуска на забой скважины нагревательного устройства — электропечи или специальной погружной газовой горелки.
Однако электропрогревом, вследствие малой теплопроводности горных пород, не удается прогреть более или менее значительную зону, и радиус изотермы с избыточной температурой 40 °С, как показывают расчеты и исследования, едва достигает 1 м.
Вес 1 м кабеля 8 Н. На одноосном прицепе смонтированы автотрансформатор и станция управления от установки для центробежных электронасосов, применяемых при откачке нефти из скважин.
В комплект установки СУЭПС-1200 входят три таких прицепа для обслуживания трех скважин, а также вспомогательное оборудование, состоящее из устьевого ручного подъемника, треноги блока-баланса, устьевых зажимов кабеля и другого оборудования. Нагревательный элемент имеет три U-образные трубки из красной меди диаметром 11 мм, заполненные плавленой окисью магния. В трубках расположена спираль из нихромовой проволоки (рис.21).
Сверху нагревательные трубки закрыты металлическим кожухом для защиты от механических повреждений. Нагреватель имеет наружный диаметр 112 мм и длину 2,1 м при мощности 10,5 кВт и длину 3,7 м при мощности 21 кВт. В верхней части электронагревателя монтируется термопара, подключаемая к сигнальным жилам кабеля, с помощью которой регистрируется на поверхности забойная температура и весь процесс прогрева. На устье скважины кабель-канат подключается к станции управления и автотрансформатору, который подсоединяется к промысловой низковольтной (380 В) сети.
Pис. 21- Скважинный электронагреватель:
По результатам 814 электропрогревов в Узбекнефти эффективных было 66,4 %, при этом получено 70,3 т дополнительно добытой нефти на одну успешную обработку. По результатам 558 электропрогревов в Башкирии эффективных было 64,7 %, при этом на каждую эффективную обработку получено 336 т дополнительной нефти.
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Паротепловая обработка скважин осложнялась низкой приемистостью некоторых скважин. Это объясняется закупориванием высокопроницаемых макропоровых каналов тампонирующими материалами во время вскрытия пласта бурением с целью предотвращения поглощения глинистого раствора. Для очистки приза-бойной зоны и восстановления первоначальной проницаемости пласта до проведения ПТОС применяют кислотную обработку. [1]
Паротепловая обработка скважин ( ПТОС), обладая рядом технологических особенностей, обеспечивающих этому способу широкое и эффективное применение, нуждается в дальнейшем совершенствовании. Требуется повысить коэффициент использования тепла, ускорить процесс обработки, найти дополнительные средства активизации процесса. [2]
Результаты паротепловых обработок скважин показали, что с их помощью увеличивается количество фактически извлекаемой нефти. Дополнительная добыча нефти частично достигается за счет удержания конденсата в пласте и температурного расширения жидкости. Но главным образом она обусловлена восстановлением активности механизма первичной добычи и благоприятным изменением относительных проницаемостей с увеличением температуры. Конечный коэффициент извлечения нефти увеличивается более чем в 2 раза. [3]
При паротепловой обработке скважин паропередвижную установку ( одну или несколько) соединяют трубопроводами высокого давления с устьем скважины. Пар, поступаемый из парогенератор-ной установки под давлением, вытесняет нефть из насосно-компрес-сорных труб и проникает в пласт. [5]
Циклическое заводнение без паротепловой обработки скважин при низком уровне цен дает 2 млн. рублей ежегодно в течение вторых 5-ти лет. [7]
Экспериментально-промысловые работы по паротепловой обработке скважин и блочно-циклическому паротепловому воздействию на пласт, осуществленные на месторождении Зыбза Краснодарского края, дали возможность добыть здесь дополнительно около 200 тыс. т нефти т.о. со значительным экономическим эффектом. Вблизи очага горения нефть, содержащаяся в пористой среде, переходит в газообразное состояние, что приводит к локальному повышению пластового давления. Этому способствует также испарение связанной воды и переход ее в парообразное состояние. На некотором расстоянии от очага горения часть углеводородных газов конденсируется, снижая вязкость нефти в этой зоне. Снижение вязкости нефти происходит и вследствие повышения температуры пласта. В результате нефть интенсивно вытесняется из коллектора к забоям эксплуатационных скважин. [8]
До осуществления процесса внутрипластового горения на месторождении испытаны паротепловая обработка скважин и вытеснение нефти паром. [14]
С этой целью значительно расширены промысловые испытания с переходом от локальных паротепловых обработок скважин к большим участкам ( блокам) залежи. [15]