Библиографическое описание:

Бисембаева К. Т., Мухамбетярова А. Н. Метод интенсификации добычи высоковязкой нефти с применением электротепловой обработки // Молодой ученый. — 2014. — №7. — С. 111-115.

На основе изучения геолого-физической характеристики высоковязких месторождении и результатов разработки нужно выбрать наиболее перспективный метод интенсификации и стабилизации добычи, применении различных методов воздействия на пласт.

Для снижения вязкости на практике используют глубокий прогрев призабойной зоны, осуществить который возможно с помощью электротепловой обработки призабойной зоны пласта, паротепловой обработки скважин, использованием внутрискважинного твёрдотопливного теплогазогенератора и т. д. Наиболее высокое значение КИН при разработке месторождений высоковязких нефтей можно достигнуть при применении тепловых методов добычи.

Электротепловая обработка призабойной зоны пласта

Наиболее простым и доступным способом поддержания повышенной температуры в призабойной зоне пласта является электропрогрев, который может осуществляться как циклически, так и стационарно (Рис.1).

SWScan0014600057.jpg

Рис.1. Электронагреватель

Электронагреватель содержит:

блок нагревателей 8, установленный в корпусе 7 на трубе 2;головку 1 с внутренней резьбой НКТ 73 (для навинчивания на нижнюю часть НКТ) и отверстие для колодки токоввода 5;диафрагму гидрозащиты 10, закрепленную хомутами 12 на втулке 9 и трубе 2.Труба 2 жестко связана с головкой 1 и свободно вставлена во втулку 14;втулку 14 с наружной резьбой НКТ 73 для присоединения фильтров и др. защитных приспособлений; кожух 13 для защиты диафрагмы 10;теплоноситель 11 (Пента 410–12,5 литра);пробки 3 с медной уплотнительной втулкой (для заливки теплоносителя);кольцо резиновое 4        1 шт.(030–035–30 ГОСТ 9833–73);кольцо резиновое 6–4шт.

Стационарная электротепловая обработка скважин

-       Стационарный электропрогрев рекомендуется [1] применять на месторождениях с:

-       Повышенной вязкостью нефти, более 50 мПа*с;

-       Суммарным содержанием парафиновых и асфальто-смолистых веществ не менее

-       3 %;

-       Глубиной залегания пластов-коллекторов не более 2500 м;

-       Мощностью пласта не менее 3-х м;

-       Пористостью более 5 %.

Обводнённость продукции значительного влияния на эффективность электротепловой обработки не оказывает. Электропогрев ПЗС не сопровождается внесением в пласт теплоносителя — воды или пара, конденсата, которые могут взаимодействовать с глинистыми компонентами пласта.

При стационарном электропрогреве рекомендуется использовать серийное оборудование: станцию управления, трансформатор, кабель КПБК от УЭЦН и электронагреватели различных конструкций.

В скважину электронагреватель спускают одновременно со спуском глубинного насоса. Например, поднасосный электронагреватель прикрепляется к НКТ с помощью специального приспособления (разрезного патрубка). Кабель электронагревателя, по мере спуска НКТ в скважину, присоединяется к трубам специальными зажимами. Электронагреватель извлекают из скважины одновременно с глубинным насосом.

Компоновку электронагревателя и насоса рекомендуется производить так, чтобы вся толщина продуктивного пласта омывалась горячей нефтью. Самой эффективной считается установка электронагревателя в нижней части пласта, а приёма насоса в верхней. Для уменьшения потерь тепла рекомендуется установка пакера над приёмом насоса.

Практика использования электропрогрева ПЗС показывает, что температура на забое стабилизируется через 4–5 сут непрерывного прогрева [2].

Измерения температуры по стволу скважины показали, что нагретая зона распространяется примерно на 20–50 м вверх и на 10–20 м вниз от места установки электронагревателя. Это объясняется конвективным переносом теплоты в результате слабой циркуляции жидкости в колонне над нагревателем. По данным промысловых электропрогревов ПЗС в Узбекнефти после 5–7-суточного прогрева нагревателем мощностью 10.5 кВт и последующего его отключения температура на забое падает со скоростью примерно 3–5°С/ч. Поэтому пускать скважину в работу после электропрогрева необходимо без промедления [2].

Эффект прогрева держится примерно 3–4 мес. Повторные прогревы, как правило, показывают снижение эффективности.

По результатам промысловых испытаний сделаны следующие выводы:

-       Электронагреватель в области его установки повышает температуру до 90оС, что обеспечивает снижение вязкости жидкости, поступающей в насос до 20 мПа*с, а это соответствует техническим условиям нормальной работы штангового насоса.

-       Электронагреватель может быть размещён ниже приёма насоса, в интервале фильтра.

Результаты испытания электронагревателей НЭСИ-5–122

В качестве метода интенсификации добычи нефти для условий меловых горизонтов месторождения Жыланкабак было предложено проведение опытных работ по электропрогреву призабойной зоны скважин с помощью скважинного стационарного электронагревателя производства ООО «Псковгеокабель». Данная залежь может рассматриваться как потенциальный объект для применения тепловых методов разработки.

Нефть месторождения Жыланкабак относится к тяжелой, высоковязкой с плотностью в поверхностных условиях 0.913 кг/м3, вязкостью в поверхностных условиях 381.62 мПа*с и в пластовых условиях — 215.0 мПа*с.

Проблема разработки месторождений с высоковязкими тяжёлыми нефтями заключается в том, что естественные изотермические условия практически не обеспечивают необходимой подвижности этой нефти во время фильтрации по пласту и притока в скважины. Применение различных вытеснителей (холодная вода, воздух, газ и др.) в таком случае не даёт желаемого эффекта, т. к. вследствие высоких вязкостных соотношений происходит прорыв вытесняющих агентов и резко снижается эффективность разработки месторождений. Иногда при сверхвязких нефтях (100 мПа*с и более) затруднительно нагнетать рабочие агенты в пласт [2].

Оборудование используемая на месторождении поставляется в следующей комплектации:

-       Скважинный стационарный электронагреватель СНТ (н) — 20 или СНТ (н)– 35.

-       Станция управления нагревом с повышающим трансформатором УПС 00–10–60 -3

-       Питающий кабель КПБП 3х6 или КПБП 3х10 с термостойким удлинителем УБ – 10/25–02 (25м).

Таблица 1

Технические характеристики скважинных нагревателей

Наименование

СНТ(н) — 20

СНТ(н) — 35

Номинальная мощность, кВт

20±5

35±8

Внешний диаметр, мм

120

120

Длина нагревателя, мм

3300

5300

Номинальное давление, МРа

30

30

Напряжение питания, В

680±65

920±75

Максимальная температура, °С

180

180

Нагреватели изготавливаются в обычном исполнении СНТ и в корпусе из нержавеющей стали СНТн.

Таблица 2

Технические характеристики станции управления нагревом: УПС 50–10–60–3

Наименование

Значение

Напряжение питания, В

3/380

Напряжение повышающего трансформатора, В

650–950

Частота питающий сети, Гц

50

Мощность, кВт

63

Максимальное напряжение выхода, В

650–950

Максимальный ток выхода, А

30

Максимальная температура нагревателя, С

180

Габариты

1800х600х420мм

1 квт×час = 860 ккал, одна килокалория способна нагреть 1 л воды на 1ºС. При мощности забойного нагревателя 20 квт за 1час работы он выделяет 17200 ккал тепла, за сутки — 412800 ккал. Для нагрева 3 м³ с 20 до 90ºС необходимо 210000 ккал тепла, с учётом 50 % теплопотерь 420000 ккал, что потребует примерно 1 сутки непрерывной работы электронагревателя.

Определение притока жидкости в скважину при различных забойных температурах

Дебит qс (см3/сек) гидродинамически совершенной скважины, вскрывшей однородный изотропный пласт, при плоскорадиальном притоке однородной несжимаемой жидкости, линейном законе сопротивления и стационарном режиме фильтрации определяется по формуле 1:

                                                                                               (1)

где: k — проницаемость продуктивного пласта, мкм2;

h — вскрытая толщина пласта, м;

Рпл — пластовое давление на контуре, МПа;

Рз — забойное давление, МПа;

Rk — радиус влияния скважины, м;

rс — радиус скважины, м;

b — объёмный коэффициент жидкости;

µ — вязкость жидкости в пластовых условиях, мПа*с.

Зависимость изменения вязкости нефти в пластовых условиях от температуры для условий месторождения представлена на рисунке 2.

Рис.2. График зависимости вязкости нефти от температуры для месторождения Жыланкабак

Исходные данные для расчёта потенциального возможного дебита жидкости представлены в таблице 3.

Таблица 3

Исходные данные для расчёта

Показатели

Единицы измерения

Месторождение Жыланкабак

Среднее значение проницаемости

мкм2

0.285

Среднее значение вскрытой толщины пласта

м

15.0

Среднее значение депрессии (Рпл- Рз)

МПа

2.0

Объёмный коэффициент

доли ед.

1.006

В таблице 4 приводятся результаты расчёта потенциального возможного дебита жидкости на одну скважину для месторождения Жыланкабак в зависимости от изменения вязкости нефти, связанного с изменением температуры на забое скважин.

Таблица 4

Расчётные значения потенциального возможного дебита скважин в зависимости от изменения температуры и вязкости нефти

Месторождение

Температура на забое скважины, оС

Вязкость нефти, мПа*с

Потенциальный дебит жидкости, м3/сут

Жыланкабак

20.0

650.0

0.99

30.0

300.0

2.13

50.0

90.0

7.15

80.0

24.0

26.7

На основании проведённых расчётов потенциально возможного дебита жидкости в зависимости от изменения вязкости нефти, связанного с изменением температуры на забое скважин видно, что с увеличением температуры потенциальный дебит жидкости возрастает. Для месторождения Жыланкабак при электропрогреве призабойной зоны пласта до температуры 80оС ожидаемый дебит жидкости составит 26.7 м3/сут.

Наиболее перспективным методом для интенсификации добычи высоковязкой нефти месторождения является глубокий прогрев призабойной зоны с использованием электронагревателей.

Литература:

1.    В. Г. Уметбаев «Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин» М. «Недра», 1989 г.

2.    «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин», Учебник Томского политехнического Университета, Томск, 2002.

3.    Н. К. Байбаков, А. Р. Гарушев «Тепловые методы разработки нефтяных месторождений», М, «Недра», 1988 г.

4.    В. И. Щуров «Технология и техника добычи нефти», М, «Недра, 1983 г.

5.    Н. К. Байбаков, А. Р. Гарушев «Тепловые методы разработки нефтяных месторождений», М. «Недра», 1988 г.

6.    «Технология и техника методов повышения нефтеотдачи», Томский политехнический университет, Томск 2003.

Обсуждение

Социальные комментарии Cackle