5-билет
І. Технология разработки нефтяной залежи при закачке горячей воды и пара.
ІІ. Методы защиты газо- и нефтепромыслового оборудования от коррозии.
ІІІ. Охрана недр при разработке залежей. Требования к скважинам, подлежащим ликвидации и консервации.
Технология разработки нефтяной залежи при закачке горячей воды и пара.
Тепловые методы воздействия на призабойную зону при¬меняют при эксплуатации скважин, в нефтях которых со¬держится парафин или смола. В процессе эксплуатации таких скважин при понижении температуры нефти изменяет¬ся фазовое равновесие составляющих ее компонентов, умень-шается растворимость парафинов и смол и последние осаж¬даются в призабойной зоне, на стенках скважин и в подъем¬ных трубах. В результате закупорки пор ухудшается фильтрационная способность пласта и продуктивность скважины снижается.
При прогреве призабойной зоны парафинисто-смолистые отложения в трубах, на стенках скважины, в фильтровой зоне и порах пласта расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность. Это улучшает фильтрационную спо¬собность породы в призабойной зоне, снижает вязкость и увеличивает подвижность нефти, что также облегчает усло¬вия ее продвижения в пласте. Призабойную зону прогревают при помощи электронагревателей и газонагревателей, горя¬чей нефтью, нефтепродуктами, водой и паром, а также путем термохимического воздействия на пласт.
При электротепловой обработке призабойных зон в сква¬жину на кабель-тросе спускают электронагреватель, который состоит из трубчатых электронагревательных элементов (ТЭ-Нов), заключенных в перфорированном кожухе.
Призабойная зона обычно прогревается в течение несколь¬ких суток, после чего электронагреватель извлекают из сква¬жины, спускают в нее насос и скважину вводят в эксплуата¬цию. Горячие жидкости (нефть, дизельное топливо и др.) закачиваются в скважину, с помощью насосов обычно через затрубное пространство без остановки работы скважинного насоса. Расплавленный парафин увлекается струей откачиваемой нефти.
Вытеснение нефти паром. Метод направлен на снижение вязкости нефти при ее нагреве. Кроме того, важную роль при вытеснении нефти из пористой среды играет дистилляция легких фракций нефти в газовую фазу. Эффективность способа зависит в первую очередь от свойств пластовой нефти. Считается, что метод целесообразно применять в пластах с вязкостью нефти более 50 мПа∙с. По имеющимся данным, полученным по результатам промысловых экспериментов, установлено, что лучшие результаты паротеплового воздействия получают в терригенных коллекторах. Сильная неоднородность, трещиноватость, а также набухание глин пласта как результат взаимодействия с дистиллатом пара являются факторами, ограничивающими область применения способа.
Эффективность способа снижается с уменьшением пористости и проницаемости пласта. Результаты исследований показывают, что нижний предел пористости для использования метода (18-20%) и проницаемости около 0,1 мкм. Увеличение толщины пласта положительно сказывается на повышении эффективности метода. Однако при толщине пласта свыше 20 м начинают проявляться гравитационные силы, что приводит к некоторому снижению эффективности. На эффективность метода существенное влияние оказывают теплопотери при закачке пара с поверхности. С ростом глубины скважины теплопотери в среду, окружающую ствол скважины, возрастают, поэтому в настоящее время ограничиваются глубиной скважин в 1000-1200м.
Закачка горячей воды Наряду с использованием пара находит применение метод нагрева пласта с использованием нагретой до 200°С воды.
Закачка теплоносителей (перегретый пар или горячая вода) в пласт это обязательное условие технологии разработки 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 зоны прогрева и последующего охлаждения определяются термогидродинамическими расчетами в зависимости, от темпа нагнетания горячей и холодной воды, температур пласта и теплоносителя, а также тегшофизических характеристик пласта и теплоносителя и др. Метод закачки горячей воды находит применение на месторождении Узень (Республика Казахстан).
Теоретическими и экспериментальными исследованиями установлено, что в определенном диапазоне температур и давлений может происходить взаимная растворимость воды и нефти без добавления к воде и нефти специальных растворителей. Доказано, что при температурах 200 -380°С и давлениях 23-32,6 МПа (в результате взаимного растворения) может образовываться однофазный раствор при самых различных соотношениях воды и нефти в системе, т.е. вода приобретает свойство растворителя. При понижении или повышении давления относительно давления в интервале полного растворения нефти в воде происходит расслоение системы на две фазы.
Коэффициент вытеснения нефти водой по достижении термодинамических параметров растворимости нефти в воде резко возрастает, приближаясь к полному (100%) вытеснению.
Поскольку растворение нефти в воде происходит при давлениях 18-21 МПа, то глубина объектов промышленного внедрения метода должна составлять 1700-2000 м и ниже при предварительном снижении пластового давления в залежи.
Так как температура нагнетаемой воды существенно выше пластовой температуры при глубине скважины 1700-2000 м, то выбираемый под нагнетание горячей воды объект разработки должен иметь значительную толщину пласта и быть однородным. Для пластов малой толщины и неоднородных, теплопотери в окружающие продуктивный пласт породы будут большими, а это существенно ухудшит экономические показатели процесса. Кроме того, потери теплоты определяются продолжительностью контакта нагретой части пласта с окружающими породами. Отсюда следует, что темп перемещения нагретой жидкости должен быть высоким. Поэтому следующим требованием к объекту разработки является наличие высокой проницаемости, так как только в пластах высокой проницаемости можно обеспечить высокие темпы разработки. Предварительными экономическими исследованиями установлено, что удовлетворительные показатели достигаются при проницаемости 0,1 и более мкм2.
При проведении опытно-промысловых работ рекомендуется ис¬пользование площадных систем поддержания пластового давления с расстоянием между скважинами 250-300 м. В этом случае можно, осуществляя интенсивное нагнетание горячей воды, достичь ожидаемых результатов внедрения за 3,5-5 лет. Следует заметить, что, как показали исследования Ю.И. Филяса, добавкой к горячей воде углекислого газа (СО2) достигается снижение температуры растворения нефти в воде до 250°С.
Наилучшие теплоносители среди технически возможных - вода и пар. Это объясняется их высокой энтальпией (теплосодержанием на единицу массы). Вообще теплосодержание пара выше, чем воды, однако с увеличением давления они приближаются друг к другу. С увеличением давления нагнетания преимущества пара по сравнению с водой уменьша¬ются, если их оценивать только с позиций количества вводимой в пласт теплоты. Это также указывает на то, что наибольшая эффективность достигается при закачке пара в неглубокие скважины, когда требуются низкие давления. Следует иметь в виду, что теплосодержание единицы объема пара меньше, чем воды, и особенно при низких давлениях. Однако приемистость нагнетательных скважин при закачке пара выше, чем при за¬качке воды, вследствие меньшей вязкости пара.
При паротепловой обработке скважин теплоносителем слу¬жит перегретый водяной пар, вырабатываемый в специаль¬ных паропередвижных установках (ППУ), смонтированных на автомашине. ППУ (одну или несколько) соединяют трубо¬проводами высокого давления с устьем скважины. Пар из парогенератора установки своим высоким давлением вытес¬няет нефть из насосно-компрессорных труб и проникает в призабойную зону пласта.
При движении горячей воды по трубопроводам и пласту происходит ее охлаждение. При движении пара такого снижения температуры непроисходит благодаря скрытой теплоте парообразования и изменению его сухости. Процессы теплового воздействия связаны с потерей теплоты в трубопроводах, скважине и в самом пласте на прогрев кровли и подошвы. К.п.д. применяемых парогенераторов около 80%. Теплопотери в поверхно¬стных паропроводах оцениваются примерно от 0,35 до 3,5 млн. кДж/сут на каждые 100 м трубопровода. Это сравнительно малая доля, так как современные парогенераторы имеют производительность порядка 250-650 млн. кДж/сут.
Теплопотери в скважине составляют примерно 1,7 млн. кДж/сут на каждые 100 м длины НКТ, Для снижения потерь теплоты кольцевое пространство заполняют газом (теплопроводность газа меньше теплопроводности жидкости). Расчеты показывают, что при осуществлении мер по снижению потерь теплоты в скважине их можно довести до 2-3 % от общего количества теплоты, вводимой в скважину при закачке горячей воды, и до 3-5 % при закачке пара на каждые 100 м длины ствола. Потери в стволе скважины существенно ограничивают эффективные глубины залегания пластов для теплового воздействия: для воды 1000-1200 м и для пара 700-1000 м при максимально возможных темпах закачки теплоносителя. Увеличение скорости закачки почти не сказывается на абсолютной величине теплопотерь, поэтому увеличение темпов закачки приводит к уменьшению доли теплопотерь от общего количества вводимой в пласт теплоты.
Тепловая эффективность воздействия на пласт оценивается отношением накопленной в объеме пласта теплоты Qп к общему количеству введенной теплоты QB. Это отношение называют коэффициентом теплоиспользования.
Оценка реальных потерь теплоты (см. рис. 13.3) показывает, что через 86,8 сут. закачки в пласт толщиной h=5 м при χ= 0,003 м2/ч теплопотери достигнут 42%. Причем эти так называемые интегральные потери не зависят от геометрии течения теплоносителя по пласту (радиальная или линейная). Эти оценки указывают также, что темп ввода теплоносителя в пласт должен быть максимально возможным, так как при этом коэффициент теплоиспользования возрастает.
Теплопередача в пласте осуществляется конвективным (потоком горячей воды или пара) и диффузионным (за счет теплопроводности пористой среды) способами. В результате в пласте формируется температурный фронт перемещающийся в направлении фильтрации теплоносителя. Однако теплоперенос, т.е. движение теплового фронта, и массоперенос, т.е. движение самого теплоносителя в пласте, происходят с разными скоростями вследствие утечки теплоты на нагрев не только самого пласта, по которому происходит фильтрация теплоносителя, но и окру¬жающих пород.
Разработка месторождений путем закачки теплоносителей в пласт методом тепловых оторочек
По этому методу вместо непрерывной закачки теплоносителя после проникновения его в пласт через определенное время можно нагнетать воду при пластовой температуре. При этом в пласте создается перемещающаяся в направлении процесса вытеснения нефти нагретая область, получившая название тепловой оторочки.
Использование тепловых оторочек позволяет получить несколько меньшую нефтеотдачу по сравнению с л им показателем при непрерывной закачке теплоносителей и пласт. Но в таком случае на подготовку горячей воды или пара значительно меньше тратится энергии.
Методы защиты газо- и нефтепромыслового оборудования от коррозии.
В составе добываемой газообразной продукции присутствуют такие агрессивные компоненты, как сероводород и двуокись углерода, с характерным запахом. Человек улавливает этот запах при объемной концентрации сероводорода в воздухе 0.002%. Симптомы отравления (жжение слизистой оболочки, тошнота, головная боль, одышка, головокружение). Смертельный исход возможен при длительном действии концентрации более 0.1%. Предельно допустимая концентрация сероводорода в воздухе составляет 10мг/м3. Вследствие агрессивных свойств этих компонентов необходимо предусматривать меры по защите внутренней поверхности оборудования от коррозии. Проблема борьбы с коррозией металла является одной из важнейших проблем в мире. С коррозией связана высокая аварийность. Ущерб от коррозии на 30% приводит к загрязнению окружающей среды. Интенсивность коррозионных разрушений, вызываемых агрессивными средами, зависит от многих факторов. Основными внешними факторами, оказывающими влияние на скорость коррозии металла труб и оборудования, являются парциальное давление сероводорода и углекислого газа, степень насыщения газа влагой, температура, общее давление и скорость движения газового потока. По характеру коррозионного разрушения различают сплошную и местную коррозию. Сплошная коррозия может быть равномерной или неравномерной в зависимости от скорости коррозии на различных участках поверхности. Местная коррозия - точечная, пятнами.. Коррозионное растрескивание происходит за счет одновременного действия агрессивной среды и растягивающих напряжений. Сероводородное растрескивание наиболее интенсивно происходит при температуре от +20о до +40оС. При повышении или понижении температуры интенсивность сероводородного растрескивания снижается. Повышение скорости газожидкостного потока также способствует коррозионному разрушению труб. Наибольшая степень коррозионных разрушений наблюдается при скоростях 15-17м/с.
Многообразие форм и видов коррозии, протекающих на газовых месторождениях, объясняется разнообразием условий работы оборудования, изготовленного из сталей различных марок. Несмотря на это интенсивность и характер разрушений по технологической линии движения газа в системе пласт- скважина - газосборные сети- установки подготовки газа имеют некоторую закономерность. Например, в насосно-компрессорных трубах их гладкая внутренняя поверхность корродирует в основном равномерно. От забоя к устью скважины интенсивность коррозии возрастает. В фонтанной арматуре максимальные разрушения наблюдаются в местах резкого изменения направлений газожидкостного потока ( поворотах, выступах, задвижках, тройниках, уплотнительных кольцах), местах скопления электролита. Коррозия носит в основном язвенный характер.
Максимальные разрушения от коррозии в горизонтально уложенных трубопроводах наблюдается в нижней образующей линии в местах движения электролита. Обычно имеется четко ограниченная полоса разрушения, ширина которой соответствует постоянно смачиваемой электролитом поверхности. В верхней части труб скорость коррозии значительно меньше.
Наряду с общим равномерным характером коррозии имеются участки с язвенной и точечной коррозией.
Характер и скорость коррозии оборудования скважин зависят от концентрации сероводорода и двуокиси углерода в воде. С увеличением концентрации коррозионных веществ в воде скорость коррозии увеличивается. В свою очередь концентрация зависит от давления, температуры и минерализации воды.
Газопромысловое оборудование защищают от коррозии следующими способами:
1. применение ингибиторов коррозии.
2. применение коррозионно-стойких сталей и сплавов;
3. использование металлических и неметаллических покрытий;
4. применение катодной протекторной защиты;
1. Применение ингибиторов коррозии - самый распространенный метод защиты. Все ингибиторы условно можно разделить на следующие группы:
а).Нейтрализаторы (известковое молоко, сода) имеют высокий эффект защиты (100%), увеличивают теплоту сгорания газа за счет нейтрализации негорючих компонентов СО2 и Н2S. Однако в результате нейтрализации образуются нерастворимые осадки, которые забивают штуцеры, трубопроводы.
б). Экранирующие ингибиторы. Эффект защиты достигается за счет образования пленки, препятствующей контакту металла с электролитом. Различают углеводородорастворимые (отходы нефтехимического производства – гудроны и сульфокислоты) ИКСТ-1, СБ-3, МСДА и водородорастворимые ингибиторы-А, КО.
Существует несколько способов применения ингибиторов в скважине: инжекция ингибиторов в затрубное пространство скважин, закачка ингибиторов в пласт, ввод твердых ингибиторов.
Инжекция ингибиторов в затрубное пространство осуществляется с помощью ингибиторной установки (УИ-1) монжусного типа. Дозированное количество ингибитора постоянно подается под действием собственного веса на забой скважины через затрубное пространство, откуда восходящим потоком газа ингибитор по стенкам фонтанных труб поступает на поверхность.
Ингибиторы закачивают в пласт один раз в 3-12 месяцев заливочным агрегатом. Этот метод очень эффективен и не требует больших затрат. Однако необходимо осторожно подходить к выбору ингибитора, чтобы предотвратить ухудшение коллекторских свойств пласта.
Твердые ингибиторы сбрасывают при помощи троса на забой скважины, где они постепенно растворяясь в жидкости, поднимаются вверх, образуя защитную пленку на внутренней поверхности фонтанных труб и арматуры.
Методы введения ингибиторов следующие:
1. непрерывный ввод ингибитора в поток газожидкостной смеси;
2. периодический ввод ингибиторов в поток газожидкостной смеси;
3. однократная обработка внутренней поверхности оборудования растворами ингибиторов повышенной концентрации.
Расход ингибитора и периодичность обработки определяется в зависимости от состояния оборудования и интенсивности коррозии. Удельная норма расхода ингибитора коррозии составляет 150мг/л.
2. Применение коррозионно-стойких сталей и сплавов. Для защиты различного оборудования широко применяют коррозионно-стойкие металлы. Так уплотнительные кольца, изготовленные из сталей марки IХ8Н9Т, увеличивают срок службы задвижек фонтанной арматуры в несколько раз. Наиболее коррозионно-устойчивые трубы, изготовленные из сталей марок 2Х13, Х13, Х8, Х9М.
3. Использование металлических и неметаллических покрытий; Защитные покрытия (металлические, пластмассовые, лакокрасочные) можно использовать в различных элементах газопромыслового оборудования. Лакокрасочные покрытия применяются для покрытий внутренних поверхностей оборудования при наличии в газе агрессивных компонентов. Использование остеклованных труб в результате их высокой стоимости экономически целесообразно лишь в особо сложных, сточки зрения коррозии, условиях эксплуатации.
Для защиты оборудования и труб от коррозии можно использовать стеклоэмалевые покрытия, наносимые на внутреннюю и внешнюю поверхности труб в заводских условиях. Преимущества эмалевых покрытий заключается в их химической стойкости и механической прочности. При механических и термических нагрузках в пределах упругой деформации они работают как единое целое с металлом трубы. В эксплуатационных условиях эмалированные изделия могут работать при температуре -50-+300оС. Основными материалами, входящими в состав большинства эмалей являются недорогие материалы- кварцевой песок, полевой шпат. Эмалирование труб ведется на станках автоматах, где обеспечивается постоянная температура оплавления эмали, что является решающим фактором для получения эмалевой пленки высокой химической стойкости и полной сплошности. Эмалированные НКТ выпускаются со стандартной резьбой.
4.Применение катодной протекторной защиты - это метод защиты внутренней поверхности оборудования от коррозии. Сущность данного метода заключается в следующем: создается контакт стальной поверхности трубы с металлом, имеющим большой отрицательный потенциал (магнием, цинком). В искусственном гальваническом элементе в присутствии электролита (воды, насыщенной сероводородом и углекислым газом) анод (магний, цинк) разрушается, на катоде ( стальное оборудование) эффект коррозии не проявляется. При катодной защите на внутренней поверхности оборудования от внешнего источника постоянного тока накладывается положительный потенциал- вторым отрицательным электролитом является обычно отрезок трубы, стержень и др. Электролитом также является вода, насыщенная сероводородом и углекислым газом. Протекторная защита может быть эффективно использована в условиях низкой обводненности продукции.
Охрана недр при разработке залежей. Требования к скважинам, подлежащим ликвидации и консервации.
Охрана недр предусматривает осуществление мер по обеспечению возможно более полного, экономически целесообразного извлечения из недр нефти, газа и попутных ценных компонентов с предотвращением нежелательных изменений в геологическом разрезе месторождения и прилегающей к нему территории. При использовании недр должны обеспечиваться: полное и комплексное изучение недр; соблюдение установленного порядка предоставления недр в использование и недопущение самовольного пользования недрами; рациональное использование запасов основных и совместно залегающих полезных ископаемых; предупреждение необоснованной застройки площадей залегания полезных ископаемых; предотвращение загрязнения недр при подземном хранении нефти и газа, а также при захоронении вредных веществ и отходов производства и сбросе сточных вод. Мероприятия по охране недр и окружающей природной среды излагаются в лицензии на использование недрами и в проектных документах. При разработке месторождений полезных ископаемых для выполнения требований охраны недр необходимо следующее: применение наиболее рациональных и эффективных методов добычи; осуществление доразведки месторождений и иных геологических работ; учет состояния , движения запасов и потерь полезны ископаемых; недопущение порчи разрабатываемых и рядом расположенных месторождений. С целью охраны недр и окружающей природной среды на каждую скважину, подлежащую ликвидации или консервации составляется план проведения работ по оборудованию устья и ствола скважин с соблюдением установленных правил и норм. Скважины, пришедшие в аварийное состояние в процессе бурения или вследствие неустранимой не герметичности колонны, могут создавать угрозу недрам и окружающей среде на поверхности. Особого внимания требуют скважины, вскрывшие нефтеносные, газоносные или водоносные горизонты. В таких скважинах должны быть проведены работы по изоляции указанных пластов. Устье скважин должно быть оборудовано заглушкой или фланцем, фиксируемых точечной сваркой с приваренным патрубком репера, на котором указывается номер скважины, месторождение и организация, проводившая работу. При консервации скважин должна быть обеспечена возможность повторного ввода ее в эксплуатацию или проведения в ней ремонтных работ. Нельзя консервировать скважину с межколонными пропусками газа, консервация таких скважин допускается только после ликвидации пропуска газа.