Кафедра нефтегазового дела и сервиса

Кафедра нефтегазового дела и сервиса

         

               

                   Профессор Германович П. К.

КРАТКИЙ КУРС

 учебной дисциплины «Управление продуктивностью скважин»

Ульяновск 2020 г.

 1. Физико-химическая сущность технологий повышения нефтеотдачи пластов и основы принципиальных направлений воздействия

Проблема полноты извлечения нефти из недр ставится в качестве одной из первоочередных задач повышения рентабельности разработки и рационального использования природных ресурсов нефтяных месторождений, особенно с низкими фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов. Снижение доли безвозвратных потерь в залежах особенно актуально на истощенных, находящихся длительное время в эксплуатации месторождениях. Для обозначения всего комплекса технологий, используемых для увеличения нефтеотдачи из пластов сверх той, которая соответствует отбору нефти только в режиме на истощение, в последние годы применяют единый термин – метод повышения нефтеотдачи.

Практически каждая нефтяная залежь обладает запасами природной пластовой энергии. Источником пластовой энергии являются энергия напора (положения) пластовой (контурной, подошвенной) воды и нефти; энергия упругой деформации жидкости (воды и нефти) и скелета породы и энергия расширения растворенного в нефти газа.

Пластовая энергия в процессе искусственного снижения пластового давления (депрессии) расходуется на преодоление сил вязкого трения при движении жидкости в пласте, гравитационных и капиллярных сил сопротивления. Нефть и газ могут перемещаться в пласте в результате проявления как одного, так и нескольких видов пластовой энергии одновременно. Движение нефти в пласте может осуществляться и за счет искусственной энергии нагнетаемой в пласт воды, газа и различных растворов при создании определенной репрессии – разности давления между нагнетаемым флюидом и пластовым.

Вследствие сложности процессов в пласте, отражающих как физико-химические, техногенные и гидродинамические факторы, так и напряженно-деформированное состояние коллектора, распространение получили комплексные методы воздействия на пласт.

Физическая сущность технологий повышения нефтеотдачи пластов базируется на основе следующих принципиальных направлений воздействия:

· восполнение природной пластовой энергии, снижение вязкости флюидов и гидродинамических сопротивлений их течения;

· управление и регулирование направления фильтрационных потоков.

При плоскорадиальном ламинарном течении приток однофазной жидкости в скважину описывается уравнением Дюпюи:

,

где h – мощность пласта; k – проницаемость пласта; m – динамическая вязкость жидкости; R _к – радиус контура питания; r _пр– приведенный радиус контура; р _пл и р _з – пластовое и забойное давление соответственно.

Анализ уравнения показывает, что повышение или поддержание пластового давления (восполнение пластовой энергии), снижение динамической вязкости жидкости и фильтрационных сопротивлений (повышение проницаемости) является необходимым условием интенификации разработки нефтяных месторождений.

Забойное давление также является функцией управления притоком жидкости, но оно оказывает влияние, в основном, на реакции призабойной зоны.

Основой проектирования процессов повышения нефтеотдачи пластов является анализ факторов и механизма взаимодействия природных и техногенных явлений, влияющих на полноту извлечения нефти из коллекторов.

Физические свойства пласта

Регулирование состояния околоскважинных зон пласта - один из основных вопросов повышения эффективности разработки месторождений.

Ускорение научно-технического прогресса в нефтедобывающей промышленности и, в частности, интенсификация процесса разработки в основных нефтедобывающих районах страны предполагают использование всех потенциальных возможностей для наращивания добычи.

На современном этапе резко сократилось число фонтанирующих скважин при одновременном увеличении обводненности продукции. Новые месторождения имеют ухудшенную геолого-промысловую характеристику по сравнению с разрабатываемыми. Темпы прироста разведанных запасов отстают от темпов роста нефтедобычи. В этих условиях остро встает задача максимального использования возможностей каждой скважины, каждого продуктивного пласта с участка залежи.

В последние годы стратегическим направлением решения этих задач была разработка методов воздействия на пласт в целом, а развитию технологий воздействия на призабойную зону скважин оказывали недостаточно внимания. Вместе с тем имеющийся опыт показывает, что воздействие на призабойную зону скважин, сопутствующее воздействию на пласт, существенно увеличивает нефтеизвлечение. Эффект может быть получен как при целенаправленных обработках призабойной зоны, так и в качестве попутного эффекта при воздействии на пласт в целом гидродинамическими, тепловыми и физико-химическими методами.

Скважина, околоскважинная зона и межскважинная часть пласта - взаимосвязанные и взаимодействующие элементы единой техноприродной системы. Недоучет особенностей и степени влияния прискважинной зоны как одного из элементов системы приводит к общему снижению эффективности разработки.

Потенциальная продуктивность возможна в тех случаях, когда в процессе заканчивания скважины и во время ее эксплуатации не происходит ухудшение фильтрационных свойств пласта (ФСП) в прискважинной зоне. Практически любая операция, проводимая в скважинах, представляет собой потенциальный источник потери продуктивности. Установлено, что ФСП ухудшаются вследствие засорения пласта различными веществами при бурении, цементировании, вскрытии пласта перфорацией и ремонте скважин. Ухудшение ФСП происходит и в процессе освоения скважин. В ряде случаев по этим причинам скважины оказываются непродуктивными, в результате чего увеличивается фонд бездействующих скважин. 

скважин является низкодебитным и требует применения искусственных методов воздейтвия для повышения продуктивности.

Для регулирования фильтрационных свойств околоскважинных зон предложены способы и технологии, большинство из которых опробовано в промысловых условиях. Имеющийся практический опыт показал, что добиться значимого повышения продуктивности скважин удается лишь в тех случаях, когда механизм восстановления ФСП адекватен механизму их поражения. Соответственно потенциальные возможности регулирования достигаются, во-первых, за счет сведения к минимуму потерь продуктивности и, во-вторых, за счет планирования искусственного воздействия исходя из текущего состояния околоскважинных зон.

Термогазохимическое воздействие на призабойную зону скважины (ТГХВ)

 

Заключается в сжигании на забое скважины порохового заряда, спускаемого на электрокабеле. Время его сгорания регулируется н может длиться от нескольких минут до долей секунды. В соответствии с этим изменяется и газоприток, т. е. скорость выделения газа при сгорании пороха, что определяет давление и температуру в зоне горения. Кроме того, интенсивность процесса регулируется и количеством сжигаемого наряда, которое может изменяться от 20 до 500 кг.

При сгорании порохового заряда специального состава и образовании газов происходит быстрое нарастание давления и температуры в зоне горения. При быстром его сгорании давление на забое достигает 30 - 100 МПа, так как столб жидкости в скважине играет роль уплотнительного поршня, который не успевает быстро сдвинуться с места благодаря своей инерции. При таком быстром процессе горения (доли секунды) осуществляется механическое воздействие на пласт, приводящее к образованию в нем новых трещин и к расширению существующих. Такое воздействие аналогично гидроразрыву пласта, но без закрепления образовавшихся трещин наполнителем.

При медленном горении пороховых газов на забое скважины создается высокая температура (до 350 °С), так как на фронте горения заряда она достигает 3500 °С. В результате происходит прогрев призабойной зоны скважины. Нагретые пороховые газы проникают по порам и трещинам в глубь пласта, расплавляют смолы, асфальтены и парафины, выпавшие в призабойной зоне в процессе эксплуатации скважины. Такое воздействие аналогично термическому воздействию на пласт.

При горении заряда образуется большое количество газообразных продуктов горения, состоящих главным образом из углекислого газа, который, растворяясь в нефти, снижает ее вязкость н поверхностное натяжение на границе с водой и породой. Это способствует повышению продуктивности скважины. Для усиления химического воздействия на карбонатные коллекторы пороховой заряд целесообразно сжигать в растворе соляной кислоты, предварительно закачанной в скважину.

Для ТГХВ разработаны специальные аппараты, спускаемые на бронированном кабеле в скважину. Эти аппараты получили название аккумуляторов давления скважинных (АДС-5, АДС-6). Иногда их называют пороховыми генераторами давления (ПГД). Аккумуляторы давления инициируются электрическими воспламенителями, которые в отличие от пороховых шашек имеют проволочную спираль, нагреваемую электрическим током.

Аппарат АДС-5 предназначен преимущественно для прогрева пласта, а аппарат АДС-6 для гидроразрыва пласта. Их принципиальное отличие состоит в различной величине поверхности горения порохового заряда. Выбор соответствующей модели АДС и количества сгорающих элементов зависит от геологотехнических характеристик скважины и схемы обработки в каждом конкретном случае.

При необходимости прогрева пласта в скважину опускают снаряд АДС-5 и устанавливают на забой, если расстояние забоя от нижних дыр перфорации скважины не превышает 2 - 3 м. В противном случае делают на забое песчаную подушку. Заряд воспламеняют подачей электрического напряжения по кабелю на спираль накаливания. Горение начинается с верхнего торца порохового заряда, так как распространению горения на боковую поверхность препятствует жидкость, находящаяся в скважине. После сгорания первой шашки, снабженной воспламенителем, горение передается по специальному каналу следующей шашке н т. д. Полное время сгорания заряда в снаряде АДС-5 при давлении 5 МПа и при воспламенении заряда только с одного верхнего торца первой шашки может достигать 200 с. Поэтому давление на забое скважины возрастает постепенно и не приводит к гидроразрыву пласта, зато в месте установки заряда температура достигает 350 °С, что приводит к удалению твердых отложений в призабойной зоне и частичному разрушению твердого скелета пласта.

Схема ТГХВ для разрыва пласта в нефтяных или нагнетательных скважинах отличается от описанной тем, что на кабеле спускают снаряд АДС-6, состоящий из нескольких пороховых шашек, соединенных вместе в длинную гирлянду со сквозным внутренним каналом. В верхнем торце верхней шашки и в нижнем торце нижней шашки имеются электрические спирали-воспламенители. Для сокращения продолжительности горения, т. е. для увеличения поверхности горения: такой воспламенитель может устанавливаться п в средней части заряда. При наличии внешнего давления стандартный снаряд АДС-6 сгорает за 3,3 с. Сравнительно быстрое сгорание порохового заряда в скважине позволяет создавать необходимые для ГРП давления без использования пакера, роль которого в этом случае выполняет столб жидкости. При быстром сжигании заряда не исключается тепловое и химическое воздействие на призабойную зону скважины. Применение ТГХВ в нефтяных и нагнетательных скважинах как в карбонатных, так и в терригенных коллекторах показывает высокую эффективность этого метода, составляющую свыше 70%. Продолжительность работы скважины с повышенным дебитом или приемистостью составляет от двух месяцев до двух лет.

По данным нефтедобывающих объединений Средней Волги на одну обработку ТГХВ в среднем расходуется 80 кг порохового состава, а дополнительная добыча нефти составляет 9 т/кг, дополнительная закачка воды - 418 м³/кг. Это достаточно высокие показатели, учитывая простоту и сравнительную дешевизну операции. Однако эти показатели резко ухудшаются или даже могут быть отрицательными при неправильном выборе скважины для обработки или нарушениии технологии подготовительных работ. Опыт показал, что при глушении скважины водой или глинистым раствором перед обработкой эффективность обработки резко снижается. Нецелесообразно применение ТГХВ в скважинах с низким пластовым давлением в истощенных коллекторах. При быстром сгорании заряда иногда происходят выбросы жидкости, прихваты кабеля и разрывы обсадной колонны. Для предупреждения таких явлений необходимо держать уровень жидкости ниже устья примерно на 50м, а устье герметизировать специальным сальником. В таком случае пространство над уровнем выполняет роль амортизатора или воздушного компенсатора.

В нагнетательных скважинах часто не удается понизить уровень. Тогда происходят переливы с большей или меньшей интенсивностью. В таких случаях на устье устанавливают сальник, через который пропускают кабель, а боковые отводы арматуры устья оставляют открытыми на случай выброса. Хорошие результаты в пластах с низкой проницаемостью достигнуты при ступенчатой обработке, когда сжигание большого количества пороха опасно. Ступенчатые обработки производят с постоянным увеличением массы порохового состава н не ранее чем через 2 ч после предыдущей обработки, поскольку из-за повышенной температуры в скважине может произойти преждевременное воспламенение заряда. Известны случаи, когда горящий пороховой снаряд под действием собственного веса и реактивных сил, создаваемых струями горячих газов, отрывается от кабеля, падает в зумпф на забой скважины и там догорает, не оказывая должного воздействия на интервал перфорации. Для исключения подобных явлений целесообразно делать непосредственно ниже интервала перфорации искусственный забой намывом песка или созданием цементной пробки.

Конструкция снарядов, спускаеуых в скважины для ТГХВ, изменялась и совершенствовалась. Первоначально это были корпусные аппараты с пороховым зарядом, который воспламеняется от электрической спирали. Сгорание порохового заряда сопровождается выделением газов с интенсивностью 1000 - 1500 л/с. Прочный корпус, в котором происходит горение, имеет в верхней и нижней частях штуцеры для регулировки скорости истечения газов в скважину.

Давление газов в камере к концу горения достигает 110 МПа. Масса аппарата 160 кг. Корпус аппарата вместе с кабельной головкой выдерживает до 20 операций.

В последнее время появились бескорпусные аппараты, состоящие по существу из одной кабельной головки и гирлянды пороховых шашек. Примером такого аппарата может служить пороховой генератор давления бескорпусный ПГД-БК (рис.). В кабельном наконечнике 1 закрепляется конец кабеля, который присоединяется к воспламенителю 6. Пороховые шашки 5, покрытые снаружи оболочкой, соединяются друг с другом резьбовыми муфтами 2, образующими во всех шашках сквозную вертикальную трубку. Внутри трубок имеется заряд 3, который инициирует горение пороха 5 в каждой шашке (секции).

 

Рисунок. Пороховой генератор давления бескорпусный (ПГД-БК)

для термогазохимической обработки забоя скважины.

 

Свинчивая вместе несколько шашек 5, можно изменять интенсивность горения и процесса в целом. После сгорания пороха на кабеле остаются кабельный наконечник 7, головка аппарата 4 и соединительная трубка 2, которые используются повторно. Остальные детали снаряда сгорают. Операция по термогазохнмпче-скому воздействию на забой скважины очень проста. На ее осуществление затрачивают 2 - 3 ч времени, тогда как на обычный гидроразрыв тратится 2 - 3 сут. Это один из эффективных способов воздействия на ПЗП для интенсификации притока.

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.

1. 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 изменяет-ся 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.

Водоснабжение систем ППД

    Основное назначение системы водоснабжения при поддержании пластового давления - добыть нужное количество воды, пригодной для закачки в пласт, распределить ее между нагнетательными скважинами и закачать в пласт. Конкретный выбор системы водоснабжения зависит от того, на какой стадии разработки находится данное месторождение.

    В настоящее время ППД стремятся осуществить с самого начала разработки месторождения. В этом случае необходимо большое количество (практически 100%) пресной воды, так как добывающие скважины на этой стадии практически дают безводную продукцию. В дальнейшем скважины все больше обводняются, появляется во все возрастающих количествах попутная вода, которая должна быть утилизирована. В связи с этим системы водоснабжения должны видоизменяться и приспосабливаться к конкретным условиям разработки месторождения. Проектируемая система водоснабжения должна предусматривать рост обводненности продукции скважин и необходимость утилизации всех так называемых промысловых сточных вод, включая ливневые, попутные, воды установок по подготовке нефти. Для соблюдения мер по охране природы и окружающей среды система водоснабжения в любом случае должна предусматривать 100%-ную утилизацию сточных вод и работу всей системы ППД по замкнутому технологическому циклу. Это усложняет и несколько удорожает систему водоснабжения, так как возникает необходимость специальной подготовки сточных вод, очистки их от нефтепродуктов, борьбы с возрастающей коррозией технологического оборудования и водоводов. Однако сточные воды, как правило, содержащие ПАВ, вводимые на установках по обезвоживанию и обессоливанию нефти, обладают улучшенными отмывающими и нефтевытесняющими способностями, что должно привести к увеличению нефтеотдачи пласта.

  Конкретный выбор системы водоснабжения зависит от источников воды для закачки в пласт, которыми могут быть:

· открытые водоемы (рек, озер, морей);

· грунтовые, к которым относятся подрусловые воды;

· водоносные горизонты данного месторождения;

· сточные воды, состоящие из смеси добытой вместе с нефтью пластовой воды,

· воды отстойных резервуарных парков, установок по подготовке нефти, ливневые воды промысловых объектов. Сточные воды загрязнены нефтепродуктами и требуют специальной очистки.

   Используемая для ППД вода не должна вызывать образование нерастворимых соединений при контакте с пластовой водой, что может привести к закупорке пор, или, как говорят, должна обладать химической совместимостью с пластовой. Качество воды оценивают в первую очередь следующими параметрами: количеством механических примесей (КВЧ - количество взвешенных частиц), нефтепродуктов, железа и его соединений, дающих при окислении кислородом нерастворимые осадки, закупоривающие поры пласта, сероводорода (H₂S), способствующего коррозии водоводов и оборудования, микроорганизмов, а также солевым составом воды и ее плотностью.

   Практика показала, что в большинстве случаев можно исключить специальную химическую подготовку воды и не предъявлять жесткие требования к КВЧ, а в ряде случаев в десятки раз увеличить допустимое КВЧ без заметного уменьшения поглотительной способности скважин. Например, для высокопроницаемых пластов Ромашкинского месторождения была доказана возможность нагнетания воды с содержанием до 30 мг/л нефти и до 40 - 50 мг/л твердых частиц размером 5 - 10 мкм.

Рисунок -Типовая схема водоснабжения системы ППД:

1-водозаборные устройства; 2- станция I подъема; 3- буферные системы для грязной воды; 4-станция водоподготовки; 5- буферные ёмкости для чистой воды; 6-насосная станция II подъема; 7- кустовые насосные станции (КНС); 8- нагнетательные скважины; 9-разводящий водовод; 10- водоводы высокого давления (10- 20 МПА)

  Однако опыт показал, что нормирование качества воды для нагнетания в пласт нецелесообразно, так как пористость, проницаемость и трещиноватость пластов могут в широком диапазоне изменять требования к воде и к содержанию КВЧ в частности. Обычно при опытной закачке выявляются как пригодность имеющейся воды, так и возможная приемистость нагнетательных скважин и требуемое давление. Система водоснабжения состоит обычно из нескольких достаточно самостоятельных звеньев или элементов, к которым относятся водозаборные устройства, напорные станции первого подъема, станция водоподготовки (при необходимости), напорная станция второго подъема, нагнетающая очищенную воду в разводящий коллектор и напорные станции третьего подъема или так называемые кустовые насосные станции (КНС), закачивающие воду непосредственно в нагнетательные скважины. Между отдельными звеньями системы водоснабжения создаются промежуточные буферные емкости для запаса воды, обеспечивающие непрерывность работы системы при кратковременных изменениях пропускной способности отдельных элементов в результате остановок по технологическим причинам или при авариях: порывах водоводов, остановке скважин.

    Такая система водоснабжения - типичная для восточных районов европейской части СССР и некоторых других районов - показана на рисунке 3.1. При использовании сточных вод необходимое количество пресных вод (или морских) сокращается. Это приводит к уменьшению мощности водозаборных сооружений, станции первого подъема, а также буферных емкостей перед станцией водоподготовки. Давление, развиваемое насосами (как правло, центробежными) станции первого подъема, обычно невелики и зависят в известной мере от рельефа местности, удаления станции водоподготовки и расхода жидкости. Как правило, оно не превышает 1,0 МПа. Давление развиваемое насосами станции второго подъема, обычно больше и обусловлено необходимостью создания подпора на приеме насосов высокого давления самых удаленных станций третьего подъема (КНС). Давление подпора иногда достигает 3,0 МПа.

    Разводящий водовод, питающий КНС, иногда выполняется в виде кольцевого водовода, замыкающего все КНС в единое кольцо, если они размещаются по периметру промысловой площади. Кольцевая схема обеспечивает непрерывность питания всех КНС при порыве водовода практически в любом месте. Совершенно новые технические решения системы водоснабжения были найдены для условий Западной Сибири, Тюменской области и некоторых других районов. Мощная и широко распространенная пластовая водонапорная система, залегающая на глубинах от 900 до 1100 м, в этих районах позволила решить проблему водоснабжения проще и экономически дешевле, использовать для ППД подземные воды мощных водонапорных комплексов апт-сеноманских и альб-сеноманских отложений. Дебиты водяных скважин, пробуренных на эти пласты, достигают 3000 - 4000 м³/сут при депрессиях, измеряемых несколькими метрами водяного столба. Сущность новых технических решений заключалась в устранении ряда промежуточных элементов типовой схемы, в совмещении нагнетательных скважин с водозаборными и создании КНС непосредственно в водозаборных скважинах. В принципе эти схемы не являются оригинальными, так как на ряде месторождений межпластовый переток воды из водоносных пластов, залегающих выше или ниже нефтеносного, был осуществлен как в условиях естественного, так и в условиях принудительного перетока. Однако масштабы применения этих схем и широкое использование новых технических средств для их осуществления на месторождениях Тюменской области являются исключительно большими. Необходимо отметить, что пластовые высоконапорные воды, как правило, достаточно чисты, не нуждаются в особой подготовке и могут непосредственно закачиваться в нагнетательные скважины по герметичным системам без контакта с воздухом. Это существенно упрощает водоснабжение по крайней мере на начальных этапах разработки, когда попутной воды нет пли ее очень мало. На последующих этапах разработки, когда возникает необходимость утилизации сточных вод, их подготовки и очистки от нефти и подавления коррозионной активности, система водоснабжения с использованием вод глубинных пластов будет осложнена новыми элементами и станет похожей на типовую схему.

Шарнирное устройство обеспечивает компенсацию термических удлинений эксплуатационной колонны и паропровода от парогенератора к скважине. Стволовой шарнир предназначен для компенсации действия возможного момента сил подводимого паропровода.

Арматура собирается по двум схемам. По первой схеме (рисунок 2.1а) на забое скважины устанавливают термостойкий пакер, если отсутствуют специальные устройства для компенсации температурных удлинений колонны НКТ. По второй схеме добавляют катушку 5. Эту схему применяют при закачке пара с пакером или без него со специальными устройствами для компенсации температурных удлинений.

Для периодической электротепловой обработки ПЗС применяют самоходную установку для электропрогрева скважин СУЭПС-1200 (рисунок).

Рисунок - Самоходная установка СУЭПС-1200 в транспортном положении:

Установка состоит из трех электронагревателей 3 с кабель-тросом 4 КТГН-10, самоходного каротажного подъемного агрегата СКП 5 с лебедкой, размещенных на шасси автомобиля ЗИЛ-157Е, и трех одноосных прицепов ГАЗ-704. На каждом прицепе монтируется поверхностное оборудование: устьевой ручной подъемник, блок-баланс, три устьевых зажимов и два транспортировочных барабана.

Электронагреватель (рисунок) представляет собой электрическую трехфазную печь сопротивления, выполненную из 12 стандартных трубчатых элементов на общем каркасе, включаемых в промысловую сеть при помощи кабель-троса. Потребляемая мощность такой печи - 13 кВт, масса - 125 кг.

Рисунок - Глубинный электронагреватель:

Крепление кабель-троса; 2 - проволочный бандаж; 3 - кабель-трос КТГН-10; 4 - головка электронагревателя; 5 - асбестовый шнур; 6 - свинцовая заливка; 7 - нажимная гайка; 8 - клеммная полость; 9 - нагревательный элемент

Для стационарной электротепловой обработки применяют поднасосный электронагреватель, представляющий собой печь, в которой в качестве греющих элементов использованы стандартные трубчатые элементы для токопровода. Потребляемая мощность такой печи - 9 кВт, присоединяется она к промысловой сети напряжением 380 В.

Поднасосный электронагреватель поднимается и спускается вместе с насосом. Таким образом, прогрев забоя происходит непрерывно и одновременно с процессом добычи нефти. Для большей эффективности рекомендуется спускать печь в фильтрованную часть скважины (за исключением случаев, когда в последней имеется дефект).

Кафедра нефтегазового дела и сервиса

         

               

                   Профессор Германович П. К.

КРАТКИЙ КУРС

 учебной дисциплины «Управление продуктивностью скважин»

Ульяновск 2020 г.

 1. Физико-химическая сущность технологий повышения нефтеотдачи пластов и основы принципиальных направлений воздействия

Проблема полноты извлечения нефти из недр ставится в качестве одной из первоочередных задач повышения рентабельности разработки и рационального использования природных ресурсов нефтяных месторождений, особенно с низкими фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов. Снижение доли безвозвратных потерь в залежах особенно актуально на истощенных, находящихся длительное время в эксплуатации месторождениях. Для обозначения всего комплекса технологий, используемых для увеличения нефтеотдачи из пластов сверх той, которая соответствует отбору нефти только в режиме на истощение, в последние годы применяют единый термин – метод повышения нефтеотдачи.

Практически каждая нефтяная залежь обладает запасами природной пластовой энергии. Источником пластовой энергии являются энергия напора (положения) пластовой (контурной, подошвенной) воды и нефти; энергия упругой деформации жидкости (воды и нефти) и скелета породы и энергия расширения растворенного в нефти газа.

Пластовая энергия в процессе искусственного снижения пластового давления (депрессии) расходуется на преодоление сил вязкого трения при движении жидкости в пласте, гравитационных и капиллярных сил сопротивления. Нефть и газ могут перемещаться в пласте в результате проявления как одного, так и нескольких видов пластовой энергии одновременно. Движение нефти в пласте может осуществляться и за счет искусственной энергии нагнетаемой в пласт воды, газа и различных растворов при создании определенной репрессии – разности давления между нагнетаемым флюидом и пластовым.

Вследствие сложности процессов в пласте, отражающих как физико-химические, техногенные и гидродинамические факторы, так и напряженно-деформированное состояние коллектора, распространение получили комплексные методы воздействия на пласт.

Физическая сущность технологий повышения нефтеотдачи пластов базируется на основе следующих принципиальных направлений воздействия:

· восполнение природной пластовой энергии, снижение вязкости флюидов и гидродинамических сопротивлений их течения;

· управление и регулирование направления фильтрационных потоков.

При плоскорадиальном ламинарном течении приток однофазной жидкости в скважину описывается уравнением Дюпюи:

,

где h – мощность пласта; k – проницаемость пласта; m – динамическая вязкость жидкости; R _к – радиус контура питания; r _пр– приведенный радиус контура; р _пл и р _з – пластовое и забойное давление соответственно.

Анализ уравнения показывает, что повышение или поддержание пластового давления (восполнение пластовой энергии), снижение динамической вязкости жидкости и фильтрационных сопротивлений (повышение проницаемости) является необходимым условием интенификации разработки нефтяных месторождений.

Забойное давление также является функцией управления притоком жидкости, но оно оказывает влияние, в основном, на реакции призабойной зоны.

Основой проектирования процессов повышения нефтеотдачи пластов является анализ факторов и механизма взаимодействия природных и техногенных явлений, влияющих на полноту извлечения нефти из коллекторов.