Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Современное состояние проблемы извлечения нефти. существующие методы повышения дебита нефтяных скважин 11
1.1. Современное состояние проблемы извлечения нефти 11
1.2. Современные методы извлечения нефти: преимущества и недостатки 16
1.3. Механизмы влияние волнового воздействия на процессы, происходящие в призабойной зоне пласта 46
1.4. Выводы по состоянию вопроса и постановка задач исследования 51
ГЛАВА 2. Объекты и методы исследования. характеристики оборудования 53
2.1. Характеристика исходных веществ и применяемых реагентов 53
2.2. Методика стендовых экспериментов 54
2.3. Оборудование и методика измерения акустических характеристик 56
ГЛАВА 3. Расчет и выбор конструкции составляющих ультразвукового скважинного комплекса 64
3.1. Разработка конструкции волноводной системы ультразвуковых
скважинных аппаратов их лабораторные и ресурсные испытания 64
3.2. Расчет излучающей системы скважинного прибора ПСМС-42 70
3.3. Выбор кострукции шлангокабеля для комплекса 78
ГЛАВА 4. Разработка ультразвукового автоматизи рованного скважинного комплекса 81
4.1. Разработка ультразвукового скважинного модуля на основе
пьезокерамических излучателей МСУП и его стендовые испытания 81
4.2. Разработка ультразвуковых скважинных комплексов МСУМ на основе
магнитострикционных излучателей и его стендовые испытания. 93
4.3. Разработка автоматизированного рабочего места для эксплуатации
ультразвукового скважинного комплекса в автоматическом режиме 111
ГЛАВА 5. Определение рациональных режимных и технологических параметров процессов сонохимической интенсификации добычи нефти 124
5.1. Разработка экспериментального стенда 124
5.2. План стендовых экспериментов. 125
5.3. Результаты стендовых экспериментов 126
5.4. Масштабирование результатов стендовых испытаний. 135
ГЛАВА 6. Опытно-промышленные испытания сонохимической технологии и комплекса 137
6.1. Критерии подбора скважин для сонохимической обработки 137
6.2. Компоновка оборудования и методика испытаний 141
6.3. Опытно-промышленные испытания технологии и комплекса 151
6.4. Технико-экономические показатели результата внедрения технологии и
комплекса 161
Основные результаты и выводы 164
Библиографический список 166
- Современные методы извлечения нефти: преимущества и недостатки
- Методика стендовых экспериментов
- Расчет излучающей системы скважинного прибора ПСМС-42
- Компоновка оборудования и методика испытаний
Современные методы извлечения нефти: преимущества и недостатки
В зависимости от стадии разработки месторождения, методы извлечения нефти делят на первичные, вторичные и третичные [3, 8]: первичные методы добычи нефти связаны с максимально возможным использованием естественной энергии пласта: упругой энергии, энергии газовой шапки, законтурных вод, растворенного газа; вторичные методы основаны на закачивании воды или газа с целью поддержания пластового давления; третичные методы повышения эффективности разработки месторождений связаны с применением МУН, к которым относятся вытеснение нефти из пласта с помощью химических агентов, газов, полимерных веществ, использование физических методов, и даже микробиологическое воздействие.
Классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов по типу используемого рабочего агента выглядит следующим образом [8, 3]: Ниже приведем краткую характеристику каждого метода, приведем их достоинства и недостатки. Приоритетность тепловых методов, с точки зрения масштабов внедрения и добычи нефти, в настоящее время объясняется невозможностью ввода в разработку месторождений высоковязких нефтей с использованием других методов воздействия. Высоковязкие нефти открыты на 267 месторождениях мира, которые и будут определять перспективу развития тепловых методов добычи нефти [9].
Тепловые методы повышения КИН основаны на нагреве коллектора с целью снижения вязкости нефти для того, чтобы ее направить к добывающим скважинам. Кроме разогрева коллектора, создается дополнительное давление в пласте.
Вследствие выпадения парафинов и смолисто-асфальтеновых компонентов (САК), содержащихся в нефти, на поверхности породы и стенках скважины (ввиду радиального притока флюида в скважину, шероховатости на стенках НКТ) снижается проницаемость ПЗП. В результате адсорбции ПАВ нефти происходит гидрофобизация поверхности первоначально гидрофильной породы.
Паротепловой метод воздействия на нефтяной пласт. Учитывая, что водяной пар при температуре 148,9С обладает более чем в 4 раза большим теплосодержанием (2742 кДж/кг, при t =148,9С), чем горячая вода (628 кДж/кг) и то, что пар отдает при температуре, равной 65С, почти в 7 раз больше тепла в пласт, чем вода при температуре 65С, то как рабочий агент он более эффективен.
Этот метод наиболее часто используется при добыче высоковязких нефтей. Пар доставляют в пласт через специальные паронагнетательные скважины или с помощью стационарных котельных установок – парогенераторов. Для увеличения КИН данным методом производится прогрев паром ограниченной площади ПЗП, вследствие чего снижается вязкость нефти, увеличивается подвижность нефти, изменяется смачиваемость породы, повышаются фильтрационные характеристики.
В течение первого этапа происходит нагнетание пара в пласт в течении 1-3 недель; 2-ой этап заключается в выдержке в течение от 1 до 4 суток, в зависимости от геолого-технологических характеристик ПЗП; третий этап заключается в добыче нефти с повышенным дебитом в течении 4-6 месяцев.
Потом весь цикл работ повторяется заново. Кроме вытеснение нефти паром, при паропропитке происходит противоточная капиллярная фильтрация, заключающаяся в том, что горячий конденсат вытесняет нефть из малопроницаемых пор в высокопроницаемые слои выси, замещает маловязкую нефть, то есть меняется с ней местами. Именно в этом заключаются физический механизм процесса извлечения нефти с помощью пара и эффективность его многократного воздействия.
Количество циклов обработки ПЗП паром в значительной степени зависит от типа коллектора. В коллекторах, где доминирующим механизмом вытеснения флюида является гравитационное дренирование, обычно проводят десять циклов. В коллекторах, где основным механизмом является режим растворенного газа, обычно проводят от 3 до 5 циклов. Эффективность добычи нефти пароциклическим воздействием определяется паронефтяным фактором, значение которого не должно превышать 2 т/т для дополнительно добытой нефти. Учитывая, что затраты на пароциклическое воздействие приблизительно 35-40% от общих расходов, для того, чтобы данная технология была рентабельной, эти затраты на добычу 1 тонны дополнительно добытой нефти не должны превышать 3 - 6 тонн (учитывая, что при сжигании 1 тонны нефти в парогенераторах получается 13-15 т. пара). Иначе использование данного метода становится не экономичным из-за больших тепловых потерь.
Этим и определяются критерии выбора объекта для паротеплового воздействия на ПЗП: из-за потерь тепла в стволе скважины (3% на каждые 100 м), а также сложностей при обеспечении прочности колонн глубина пласта не должна превышать 1300 м.; толщина нефтенасыщенности пласта должна быть не менее 5 м.; суммарные потери тепла в ПЗП не должны превышать 50% от первоначальной; для того чтобы темпы вытеснения нефти были достаточно высокими, проницаемость пласта не должна составлять менее 0,1 мкм; Метод внутрипластового горения.
Метод основан на использовании большого количества теплоты, получаемой при окислительно-восстановительной реакции тяжелых фракций нефти в пластовых условиях с воздухом и/или водой (окислитель), нагнетаемых с устья скважины. В ПЗП после вытеснения ее водой, водяным паром и газами горения остается тяжелая фракция нефти, которую используют как продукт горения. Основным преимуществом данного метода является генерирование энергии непосредственно в пласт.
Для начала реакции необходим предварительный первичный нагрев нефти с помощью забойного электронагревателя или газовой горелки. При достижении стационарного очага горения в ПЗП через специальную скважину закачивают водо-воздушную смесь или воздух. Окислитель, соединяясь с нефтью, образует углекислый газ и воду и выделяет тепло, обеспечивая процесс горения внутри ПЗП. Тепловой фронт перемещаясь по пласту, вытесняет из него нефть.
Этот метод сочетает в себе достоинства всех термических методов (вытеснения флюида паром и горячей водой, смешанное вытеснение, включая газовое за счет легких углеводородов, перешедших в газовую фазу). Процесс внутрипластового горения зависит от параметров коллектора и флюида (тип коллектора, начальная нефтенасыщенность, пластовое давление, тип нефти и др.).
Метод внутрипластового горения разделяют на сухой и влажный.
Метод сухого внутрипластового горения заключается в закачивании воздуха в ПЗП. В этом случае фронт нагревания породы отстает от фронта горения, вследствие низкой теплоемкости воздуха по сравнению с горной породой. В итоге, основная часть тепла (от 60-80 %) используется неэффективно.
Методика стендовых экспериментов
В работе [63] показано, что наложение вибраций значительно интенсифицирует теплообмен между паром и водой и получена эмпирическая зависимость между числом Нуссельта и числом Ka= d2f/ , где d- диаметр капилляра, – частота колебаний.
В серии лабораторных экспериментов [64] показано, что вибрационное воздействие влияет на подвижность составляющих флюидов модели карбанатного пласта, изменяя структурно-механические свойства насыщающих ее водную и нефтяную фазу.
В работе экспериментально установлено [65], что при малых значениях величины коэффициента проницаемости среды, соответствующей ее консолидированному или уплотненному состоянию, при вибрационном воздействии реализуется так называемый «упругий режим фильтрации», и увеличивается проницаемость среды.
Известно что УЗ воздействие приводит к частичному разгазированию нефти. Результаты физического моделирования этого процесса представлены в работе [66]. Показано что чем выше газовый фактор, тем эффективнее процесс разгазирования флюида. Оптимальное время ультразвукового воздействия на ПЗС были определены в работе [67].
Эксперименты по вибрационному воздействию на характеристики угольного пласта с последующим выделением газов, показали, что оптимальный интервал воздействия составляет до 50 часов, а время выдержки между последовательными интервалами вибрационного воздействия – не менее 2 - 5 суток [68].
Серия экспериментов по влиянию акустического воздействия на физико-химические характеристики водных растворов глицерина (плотность, вязкость, показатель преломления) выполнена в работе [69]. Максимальное снижение вязкости наблюдается в течение первых 5-20 мин., а затем эффект стабилизируется.
В рамках модели Био явления, происходящие в пласте в результате акустического воздействия объясняются тем, что в насыщенной пористой среде распространяются две продольные волны: первая это продольная волна сжатия, вторая возникает вследствие колебаний флюида относительно скелета породы [70, 71]. Хотя волна второго рода быстро затухает, она непрерывно генерируется первой волной на неоднородностях [72]. Эффект кажущегося снижения вязкости и значительный рост проницаемости пласта по флюиду наблюдается при достижении некоторой критической частоты. Обнаруженные эффекты были позднее подтверждены в работе [73].
В работах экспериментально доказано, что в акустическом поле наблюдается изменение вязкости свободной нефти на 20-30% [74-76], что объясняется разрушением циклических структур и нагревом парафинов содержащихся в нефти.
Другим не менее важным эффектом, наблюдающимся в акустическом поле, являются акустические течения в жидкости, которые возникают вследствие поглощения средой импульса волны, приводящей ее в движение и имеющей вихревой характер. Скорость жидкости, фильтрующейся под действием градиента гидростатического давления, в зависимости от направления волны, может увеличиваться или снижаться. Эксперименты, выполненные при интенсивности воздействия 0.1 Вт/см2 на модели пористостью 32%, подтвердили существование такого эффекта [77]. В работе [78] расчеты показали возникновение акустического потока для продольной волны, которая распространяется в пористой среде насыщенной нефтью.
Наличие в жидкости газовых пузырьков-зародышей при акустической кавитации приводит к росту выпрямленной диффузии [78, 79]. При достижении акустическим давлением некоторой пороговой величины возникает кавитация, пузырьки схлопываются, в результате чего возникают ударные волны, способствующие интенсификации массопереноса и очистке пор [80].
Полученная в [81] оценка граничных частот для горных пород, имеющих различные коллекторские свойства, не противоречат результатам, полученным в процессе проведения опытно-промысловых испытаний с применением акустических воздействий на скважины. Еще один эффект, который наблюдается при распространении акустических волн в пористой среде, это увеличение эффективной теплопроводности, связанное с изменением газосодержания флюида. При достижении интенсивности акустического поля более 1 кВт/м2 в диапазоне частот 20-1500 кГц, акустический нагрев приводит к повышению температуры на 7-10С больше в сравнении с обычным нагревом [79].
В настоящее время акустические технологии в УЗ диапазоне предусматривают использование поля частотой 20-25 кГц, связанного с конструкцией используемых излучателей.
В работе [55] показано, что, если интенсивность акустического поля в породе у стенки скважины достигает 0,1 Вт/см2, то на расстоянии около 1 м. от стенки скважины величина интенсивности составит приблизительно 0,02 Вт/см2.
Группой сотрудников в ИОНХ РАН им. Н.С. Курнакова выполнен цикл работ по разработке УЗ скважинного оборудования для интенсификации добычи нефти, в том числе вязкой нефти, когда УЗ излучатели работают в скважине на постоянной основе в периодическом режиме [82-83].
Используя результаты моделирования влияния УЗ обработки призабойной зоны добывающей скважины на величину коэффициент извлечения нефти и динамику добычи нефти, были разработаны УЗ комплексы как на основе магнитострикционных, так и керамических преобразователях [84-87].
Опытно-промысловые испытания применения УЗ технологии при восстановлении продуктивности нефтяных скважин Западной Сибири и Самарской области показали высокую их эффективность [88-89].
В заключение приведем табл. 1.4, в которой дана классификация эффектов, возникающих в ПЗП при высокочастотном акустическом воздействии, составленную В.П. Дыбленко в работе [34], при участии Р.Я. Шарифуллина.
Расчет излучающей системы скважинного прибора ПСМС-42
Разработка автоматизированного рабочего места для эксплуатации ультразвукового скважинного комплекса в автоматическом режиме Одной из задач данной работы была разработка автоматизированного рабочего места (АРМ), которое позволит эксплуатировать УЗ скважинный комплекс КСУА в автоматическом режиме [102, 103].
На АРМ возлагаются следующие функции: выдавать команды управления и принимать контролируемые и регистрируемые параметры ультразвукового скважинного модуля на основе магнитострикционных излучателей (МСУМ), ультразвукового скважинного модуля на основе пьезокерамических излучателей (МСУП), а также устройства дозирования химических реагентов (УДХ) по интерфейсу EIA/TIA 232; управлять работой УЗ генераторов; собирать информацию о температуре и давлении в ПЗП; автоматизировать режим расхода жидких химических реагентов; наглядно отображать процессы работы комплекса по мнемосхемам; контролировать и диагностировать техническое состояние комплекса; отображать звуковую и цветовую сигнализацию тревог и аварийных событий; регистрировать и архивировать режимы и параметры работы комплекса; 111 распечатывать протоколы работы комплекса; При выборе технических средств и разработки программного обеспечения (ПО) учли следующие требования, предъявляемые к АРМ: возможность функционировать в рамках автоматизированной системы; работать в круглосуточном режиме; работать в реальном масштабе времени; обеспечить требование ко времени реакции системы; регистрировать всю информацию, циркулирующую в системе; хранить данные о состоянии устройств системы; выдавать информацию на принтер и экран монитора в форме, обеспечивающей эффективную работу оператора АРМ; обеспечить высокую надежность, как технических средств, так и программного обеспечения АРМ; обеспечить взаимодействие разрабатываемого программного обеспечения с компонентами автоматизированной системы, расширяемость / масштабируемость, а также взаимодействие с другими системами; корректно поддерживать многопользовательскую работу (разработать механизмы разделения доступа и защиты информации).
Представленные выше требования к АРМ были реализованы при выборе технических средств (промышленный компьютер) и создании программного обеспечения. Разработанный АРМ включает надёжный промышленный панельный компьютер с сенсорным экраном и принтер. По портам RS-232 к ПК подключаются УЗ генератор, блок каротажного регистратора (БКР), установка кислотной обработки скважин (УКОС). Электропитание комплекса осуществляться от внешней четырёхпроводной трёхфазной сети переменного тока 230/400В 50Гц.
Была разработана схема размещения генератора ТS6Р, генератора TS10W на специальном стеллаже, промышленного компьютера, а также рабочего места оператора АРМ в лабораторном отсеке подъёмника каротажного самоходного ПКС-5Г-Т, представленная на рис. 4.22.
В нижней части стеллажа размещается каротажная станция типа «Югра» с принтером, которая работает совместно с прибором скважинным «Сова». Она обеспечивает исследование геофизических параметров ПЗП и привязку к интервалу перфорации скважины. Такое взаимное расположение наземных компонентов комплекса и вспомогательного оборудования обеспечивает удобство сопряжения АРМ со всеми блоками управления, свободный к ним доступ, лёгкую замену любого из блоков без демонтажа другого оборудования, и уменьшает длину соединительных кабелей.
В начале работы происходит идентификация и соответственно разграничение прав пользователей. После выбора типа комплекса (МСУМ, МСУП) и получения данных о ПЗП устанавливается режим обработки. Во время обработки ПЗП отображается процесс работы комплексов по мнемосхемам, происходит контроль режимов работы и, в случае отклонения от заданных интервалов, происходит переход к режиму аварийного состояния с остановкой работы. В промежутках работы УЗ генераторов оператор считывает данные о состоянии ПЗП с БКР и при необходимости проводится повторная обработка. Затем режимы и результаты обработки заносятся в базу данных и при необходимости либо распечатываются на принтере, либо передаются на компьютер производственно-технического отдел для статистической обработки.
Разработанный перечень входных и выходных сигналов позволил определить общее количество контролируемых и регистрируемых параметров: входных – 13 ед., выходных – 31 ед. Исходя из структурной схемы, выполняемых функций, количества и качества сигналов и выдвигаемых к АРМ требований промышленный компьютер имеет следующие минимальные параметры:
Аппаратное обеспечение: ПО работает под управлением операционной системы Debian GNU/Linux или Ubuntu (Kubuntu, Xubuntu) на архитектуре x86 (32-bit PC). ПО создаёт низкую вычислительную нагрузку, не предъявляет специальных требований к аппаратной платформе, и может быть установлено на любом современной персональном компьютере. В качестве аппаратной платформы может быть использован персональный компьютер с процессором Intel Atom 1,8 ГГц, оперативной памятью 1Гб и жёстким диском 60 Гб.
Программные средства, обеспечивающие работу данной программы: Для реализации графического интерфейса использована библиотека gtk. Для хранения журнала технологических показателей и других служебных параметров использована база данных mysql и библиотека libmysql.
Программа представляет собой бинарный исполняемый файл. Для взаимодействия с графической подсистемой linux используется библиотека gtk. Графический интерфейс программы оптимизирован для работы с разрешением экрана 1280x1024. Для взаимодействия с базой данных mysql используется библиотека libmysql.
В процессе работы программы запускается один процесс, обрабатывающий вызовы графического интерфейса, а также запускается один поток (thread), выполняющий функции периодического опроса УЗ генератора и отображения текущих технологических показателей в графическом интерфейсе. Синхронизация процесса и потока осуществляется с помощью семафоров (mutex)
Программа поставляется в виде deb-пакета для дистрибутива Debian GNU/Linux i386. Перед установкой пакета на ПК должны быть установлены графическая среда Xorg, библиотека gtk, база данный mysql и библиотека libmysql. Для установки пакета необходимо выполнить команду: sudo dpkg -i ctrlpanel.deb
Компоновка оборудования и методика испытаний
На пластах группы БВ (проницаемость меньше 20 мД, пористость меньше 15 %) эффективность УЗ обработки не столь высока из-за несовершенства технологии освоения и негативного фактора глушения скважины после обработки ПЗП, так как с ростом глубины негативный эффект от глушения усиливается. Поэтому было принято решение провести обработку этих пластов, используя комплекс КСУА с применением сонохимической обработки.
Традиционными химическими средствами, используемым для очистки добывающих и нагнетательных скважин ПЗП в н.в. продолжают оставаться 5-20% растворы кислот - соляной, плавиковой, серной и др. с добавлением различных ингибиторов и ПАВ для защиты металлических частей и цементного камня скважины, а также для усиления тех или иных их свойств. При комбинированной обработке применяются смеси растворов кислот в различных пропорциях или их последовательное применение. Применение растворов кислот имеет много негативных факторов:
Принимая во внимание такие недостатки, многие ведущие институты нефтегазовой промышленности и нефтесервисные компании занимаются разработкой химических методов обрботки ПЗС с применением различных химических композиций без использования кислот. Одной из такой организаций является Институт химии нефти СО РАН (г.Томск).
В качестве нефтевытесняющей композиции в ИХН СО РАН предложено использовать ИХН-60, ИХН-100 и ИХН-ПРО на основе ПАВ и щелочной буферной системы [97].
Указанные композиции обладают взаимодополняющими составом и физико-химическими свойствами, приводящими к синергетическому усилению их функций. На конструкционные материалы комплекса, находящиеся с ними в контакте в процессе внутрискважинной работы, указанные химические реагенты практически не могут оказывать действия, препятствующего или влияющего на работоспособность сонохимического комплекса.
Для применения с сонохимическим комплеса в сонохимическом режиме интересны прежде всего нефтевытесняющие композиции ИХН-60, ИХН-100 и ИХН-ПРО по своим свойствам наиболее всего подходящие для очистки ПЗС. Они являются наиболее перспективными для промышленного применения т.к. содержат ПАВ и аммиачную буферную систему – дешевые промышленные продукты отечественного производства, имеющие практически неограниченную сырьевую базу. Их компоненты являются составной частью геохимических циклов азота, углерода и кислорода. Это обеспечивает экологическую приемлемость и многофункциональность композиций: их компоненты служат источником питания аборигенной пластовой микрофлоры, естественными индикаторами-трассерами фильтрационных потоков в залежи и др. ИХН-60 и ИХН-100 являются пожаро- взрывобезопасными химическими реагентами.
Большинство нефтяных и сервисных компаний придерживаются политики экологической безопасности, а разрабатываемые УЗ технологии являются более прогрессивными, по сравнению с другими технологиями интенсификации добычи нефти. Поэтому не желательно использование кислотных технологий, т.к. они снижают одно из наиболее сильных преимуществ УЗ технологий – экологическую безопасность.
Приготовление растворов композиций ИХН-60 и ИХН-100 не представляет опасности для окружающей среды и специалистов и не требует, как кислоты и применяемые с ними ингибиторы, высокой точности дозирования. Поэтому из них можно готовить растворы непосредственно на базе перед выездом на обработку скважин, подбирая их концентрацию и соотношение в смеси индивидуально для каждой скважины. Такие свойства и возможности по использованию композиций делают нецелесообразным применение устройств дозирования химических реагентов. Растворы из них можно готовить прямо в штатной ёмкости установок кислотной обработки скважин. Они и применялись для обработки добывающих скважин.
Всего в 2013г. в рамках опытно-промышленных испытаний было обработано 9 скважин Самотлорского месторождения (Западная Сибирь), из которых 6 добывающих и 3 нагнетательные. Во всех случаях обработка была эффективной. Продолжительность действия эффекта от УЗ обработки по первым обработанным скважинам длится от 6 месяцев до 1 года. Усреднённые результаты обработок по всем скважинам приведены в табл. 5.2.
Эффективность сонохимического метода хорошо видна также на примере обработки трех нагнетательных скважин: две из которых скважины № 51240 и № 51220 подвергались УЗ воздействию непосредственно проведение при химической обработки, а скважина 5550 подвергалась только УЗ обработке (рис. 6.10). Как видно из рисунка при комбинированном воздействии наблюдается очевидный синергетический эффект. Результаты обработок добывающих скважин Самотлорского месторождения приведены на рис.5.11
