Metode de menținere a presiunii rezervoarelor în câmpurile petroliere
Cea mai importantă sarcină în dezvoltarea și exploatarea câmpurilor petroliere este maximizarea extracției de petrol din rezervoarele productive.
După cum sa arătat, caracterul complet al extracției de ulei din cusături este caracterizat de coeficientul de recul al formării, care variază foarte mult în diferite domenii. Pentru a menține presiunea și retur rezervor mărire rezervor folosind diferite metode, dar cele mai multe au găsit aplicarea în practică tehnici, cum ar fi presiunea de injecție în straturile productive de apă sau gaz. Prima metodă implică pomparea sub presiune înaltă (aproximativ 20 MPa) în rezervoarele de ulei de apă care au fost supuse unei pregătiri speciale. Și să distingem între conturul și inundația în apă plană a straturilor de ulei. Când perimetru inundare injectarea apei în rezervor se realizează prin puțuri forate special amplasate în spatele liniei de frontieră câmpuri petroliere contur (contur). În acest caz, apa pătrunde în capilarii cusăturii și le presează ulei, tragând conturul câmpului de petrol în centru. Când suprafețe mari de eficacitate a unui câmp petrolifer inundare perimetru este insuficientă și este utilizat împreună cu inundației contur, atunci când zona câmpului uleiului prin plasarea injectare liniilor de câmp (injecție) puțuri în interiorul conturului este împărțit în câmpul separat mai mici. Apa înainte de pomparea în rezervoare este special pregătită în instalațiile de tratare a apei.
Pentru a menține presiunea rezervorului, este de asemenea folosită injecția de gaz în cusături. Pentru pompare, se utilizează (ulei) sau gazul natural asociat. Injecția de gaze este efectuată, de obicei, în părțile înalte ale paturilor pentru a menține funcționarea cu gaz a câmpului. Este de dorit ca paturile să aibă un unghi abrupt de incidență, permeabilitatea cusăturilor să fie suficient de mare, iar uleiul din cusături să aibă o viscozitate scăzută. Presiunea de injecție a gazului ar trebui să fie cu 10-20% mai mare decât presiunea rezervorului. Se injectează gaze prin puțuri de petrol anterioare sau sonde de injectare speciale. Volumul total de gaz pompat în cusături (reduse la condițiile rezervorului) trebuie să fie egal cu volumul de ulei deplasat din cusături. Pentru a menține presiunea rezervorului, este necesară pomparea unei cantități semnificative de gaz în cusături la presiune ridicată. Prin urmare, această metodă de menținere a presiunii rezervoarelor este folosită rar și numai în etapa finală de funcționare a câmpului datorită cheltuielilor mari de capital pentru construirea unor stații de compresoare puternice și a lipsei de gaz injectat.
injecție plus vfdy sau gazele din straturile de utilizare practică și alte metode pentru a menține presiunea în rezervor: tratare a apelor de suprafață agenți activi (surfactanți) injectat, în injectarea straturilor de dioxid de carbon, metode termice. Utilizarea agenților tensioactivi din apa de injecție aditiv în cantități mici (0,05-0,1%) reduce semnificativ tensiunea superficială la petrol și suprafața de rocă solidă, reduce căderea de presiune necesară pentru a trece uleiul prin capilarele și promovează o mai bună levigarea uleiului din capilare . Conform studiilor de laborator, recuperarea uleiului din rezervoare poate crește cu 15-16% atunci când se utilizează surfactanți.
Atunci când se folosește pentru creșterea cantității de ulei de dioxid de carbon, în formație se pompează fie apă carbonizată, fie dioxid de carbon lichid, care împinge petrolul din capilarii formării până la fundul puțului. Dioxidul de carbon este foarte solubil atât în mediul de hidrocarburi (ulei), cât și în apă. Viscozitatea apei crește. și uleiul, dimpotrivă, scade, ceea ce contribuie la o mai bună mișcare a acestuia de-a lungul capilarelor formării.
Metodele termice de recuperare îmbunătățită se bazează pe reducerea viscozității uleiului, topit depozitele de parafină în porii rocilor rezervor de expansiune termică formarea atunci când sunt expuse la temperaturi ridicate la talpa sondei (până la 200 ° C și mai mult). Metodele termice includ încălzirea zonei de puț de fund cu încălzitoare electrice sau cu arzător; tratarea cu abur a formării; pomparea apei calde în rezervoare; extracția de petrol cu ajutorul unei surse de combustie în mișcare in situ.
Pentru a încălzi zona inferioară, încălzitoarele electrice tubulare sunt coborâte în partea inferioară a puțului de pe cablul de cablu. Diametrul exterior al carcasei încălzitorului electric 112 mm, lungime 3700 mm, greutate 60 kg, iar puterea maximă de intrare - 21 kW la o tensiune de 380 V. Tubulare elemente electrice de încălzire funcționează în două variante: podnasosnom atunci când elementele de încălzire sunt coborâte în bine cu pompa, iar elementul se află sub pompă și pompa-nepod când elementul de încălzire este redus pentru încălzirea periodică zona fundului de sondă, în absența pompei în puț. Opțiunea sub-pompă este mai bună, deoarece elementul de încălzire este amplasat împreună cu pompa în fantă și este activat periodic pentru încălzire, pe măsură ce fluxul de țiței al puțului scade.
Tratarea termică cu abur a formării este asociată cu injecția în zona cu gaura de fund a aburului supraîncălzit. Aburul supraîncălzit este produs pe instalații mobile de abur montate pe șasiul mașinii și se injectează în puț timp de 10-12 zile. După aceasta, capul de fund este închis timp de 2-5 zile. În acest timp, căldura se extinde în adâncimea rezervorului. Pentru a obține efectul optim de creștere a recuperării uleiului, este necesar să pompezi cel puțin 1000 de tone de abur. În practică, este de asemenea folosită injecția cu apă fierbinte.
Procesul de combustie in situ pentru o regenerare îmbunătățită a uleiului este acela că aerul este injectat prin injecție bine în formare și că aerul este ars de oxigenul aerului în capilarele formării găurii de fund. În acest caz, se folosesc două moduri de tragere: formarea spontană și artificială. În primul caz, auto-aprinderea uleiului are loc în câmpuri cu ulei rapid de oxidare. În cel de-al doilea caz, încălzitoarele electrice sau de gaz sunt amplasate în partea inferioară a puțului, care sunt utilizate ca aprindere. Sub influența temperaturii înalte, gazele fierbinți, vaporii de apă, apa caldă și uleiul fierbinte se formează în punctul fierbinte al uleiului. Gazele fierbinți și vaporii de apă au o presiune mai mare și, datorită acestui fapt, apa caldă și uleiul fierbinte se răspândesc prin formarea către puțurile de petrol, care strangulează uleiul. Fluxul suplimentar de ulei în puțuri și, în consecință, rata suplimentară de producție, furnizează metode pentru creșterea permeabilității zonei de formare a gurilor de fund. În etapa finală de găurire a puțului, soluția de argilă poate pătrunde în porii și capilarele zonei de formare a găurii de fund, reducându-i permeabilitatea. Reducerea permeabilității acestei zone, contaminarea acesteia este posibilă chiar și în timpul funcționării puțului. Permeabilitatea zonei de fund a formării productive este mărită datorită aplicării diferitelor metode: tratarea acidă a puțurilor; hidratarea hidraulică a formării; tratarea termică cu acid a puțurilor; tratamentul termochimic al puțurilor.
Tratarea acidă a puțurilor este asociată cu aprovizionarea la fundul puțului sub o anumită presiune de soluții acide. Soluțiile de acizi sub presiune pătrund în porii și crăpăturile mici în formare și se extind. În același timp, se formează noi canale de-a lungul cărora petrolul poate pătrunde în fundul puțului. Pentru tratamentul cu acid se folosesc în principal soluții apoase de acid clorhidric și acid fluorhidric. Concentrația de acid în soluție este de obicei considerată a fi de 10-15%, ceea ce este asociat cu pericolul deteriorării coroziunii a conductelor și a echipamentelor. Cu toate acestea, datorită utilizării pe scară largă a inhibitorilor de coroziune de înaltă performanță și a reducerii riscului de coroziune, concentrația de acid din soluție este crescută la 25-28%, ceea ce crește eficiența tratamentului cu acid. Durata tratării cu acid a fântânilor depinde de mulți factori - temperatura gaurii inferioare, tipul de rocă de rezervor, compoziția chimică, concentrația soluției, presiunea de injecție. Procesul tehnologic de tratare cu acid a puțurilor include operațiunile de umplere a orificiului cu soluție acidă, împingând soluția acidă în formare atunci când se închide gura de sondă prin închiderea supapei. După terminarea procesului de perforare, puțul este lăsat pentru o perioadă de timp sub presiune pentru a reacționa cu acidul din rocile de rezervor. Durata tratamentului cu acid după extrudare este de 12-16 ore în depozite cu o temperatură a fundului inferior de cel mult 40 ° C și 2-3 ore la temperaturi de fund de 100-150 ° C.
Lichidarea hidraulică a unei formări este un proces asociat cu formarea și deschiderea fisurilor în zona de fund a rezervoarelor sub acțiunea hidrostatică a fluidului pompat în fantă sub presiune înaltă. Presiunea de injectare depinde de adâncimea formării productive, de tipul de roci care formează acest strat etc. În mod normal, presiunea la nivelul fracturii hidraulice ar trebui să depășească presiunea hidrostatică în puț în 1,5-3 ori. Presiunea specifică de fisurare hidraulică este caracterizată de un gradient al presiunii de spargere, care variază de la 0,0105 până la 0,02 MPa / m. De exemplu, pentru depozitele de petrol în Tataria și Bashkiria la adâncimi de puț de 1650-1800 m, gradientul de presiune de spargere este de 0,014-0,017 MPa / m, i. E. Presiunea hidraulică la fracturi variază de la 23 la 30 MPa. Pentru a preveni închiderea fisurilor formate în rocile de formare, în cavitatea lor se introduce nisip cu granulație grosieră. În producția de fracturare hidraulică, se folosesc trei tipuri de fluide de lucru: un fluid de fracturare, un lichid de nisip și un fluid de foraj. Lichidele pe bază de hidrocarburi (ulei, motorină, kerosen) sunt de obicei folosite ca lichid de fracturare. Nisipul lichid trebuie să rețină în compoziția sa particule de nisip de dimensiuni de 0,3-1 mm și este proiectat să umple nisipul cu fracturi deschise în formare. Lichidatorii-comercianți sunt pregătiți pe bază de hidrocarburi prin introducerea agenților de îngroșare pentru a crește vâscozitatea (de exemplu, gudronul de petrol). Ca fluid de foraj în puțurile de producție se utilizează uleiul, iar în puțurile de injecție se utilizează apă. Lichidarea hidraulică a formării se realizează prin pomparea unui fluid de lucru în gaura de foraj sub presiune ridicată cu ajutorul unităților de pompare cu pistoane. Mai întâi, un fluid de fracturare este pompat în fantă și straturile sunt testate pentru injectabilitate și se stabilește posibilitatea formării fisurilor în formare. După aceasta, fără a scădea viteza de injecție, o cutie de nisip lichid este pompată în puț cu ajutorul celei de-a doua unități. După ce cantitatea necesară de nisip este pompată în puț împreună cu lichidul, se introduce o unitate de pompare pentru a alimenta fluidul de foraj în gaura de foraj, prin care particulele de nisip sunt presate în fracturile formate ale formării.
Tratamentul termochimic al puțului este asociat cu amplasarea unui termoreactor - o țeavă perforată la baza puțului, care este pre-umplută cu tije de magneziu. Apoi, soluția acidă este alimentată de la suprafață către termoreactor. Acidul intră cu o reacție exotermă cu magneziu. Încălzirea zonei de formare a fundului inferior promovează o penetrare mai bună a acidului în porii și fracturile formării. Se utilizează, de asemenea, tratamentul termochimic in situ, când în timpul fracturării hidraulice a formării împreună cu lichidul de granulare, pulberea de magneziu este pompată în fisurile și porii formării. Cu tratamentul ulterior cu acid, reacțiile exoterme ale acidului cu magneziu apar direct în fracturile de formare, iar acidul nereacționat promovează expansiunea porilor și fisurilor în formare.
Trimiteți-le prietenilor: