Физика процессов теплоотдачи в нефтегазовых пластах; параметры, характеризующие свойства пласта; тепловые поля

Вопрос 1.

Разновидности соляно-кислотных обработок призабойной зоны пласта. Условия применения. Технология процесса. Проектирование СКО. Технические средства. Пути повышение эффективности СКО.

Наиболее эффективным и часто применяемым методом обработки призабойной зоны скважин с целью восстановления или улучшения проницаемости являются кислотные обработки.

Механизм процесса заключается в том, что соляная кислота способствует образованию новых пустот и каналов за счет выноса на поверхность растворенной части пород. Ее используют, например:

а) для обработки призабойных зон с целью увеличения их дебита;

б) для обработки призабойной зоны в нагнетательных скважинах с целью увеличения их приемистости;

в) для обработки призабойной зоны с целью растворения отложений солей;

г) для обработки термокислотным методом с целью удаления парафино-смолистых отложений.

Кроме этого, обработка соляной кислотой производится в скважинах с открытым стволом для удаления глинистой и цементной корок, для ликвидации прихвата инструмента, а также разрушения забойных пробок.

Оптимальная концентрация соляной кислоты в растворе принимается равной 10-16 %. С увеличением концентрации растворяющая способность и скорость растворения возрастают, хотя при концентрации более 22 % скорость растворения уменьшается. С увеличением концентрации кислоты возрастают также коррозионная активность.

Различают несколько видов СКО, среди которых: Обычная СКО, Кислотная ванна, СКО под давлением, Поинтервальная или ступенчатая СКО и др.

Технология проведения обычной СКО заключается в последовательном выполнении следующих операций:

1. Промывка скважины .После промывки добывающая скважина заполняется, как правило, нефтью.

2. Закачивают расчетный объем кислотного раствора в скважину.

3. Продавливают кислотный раствор в ПЗС, продолжая агрегатом закачку расчетного объема кислоты в скважину. Затем кислотный раствор продавливается нефтью или водой до полного его поглощения пластом.

4. Нейтрализация кислотного раствора за счет реагирования его с обрабатываемой породой. Время нейтрализации от 1 ч. до 24 ч.

5. После нейтрализации кислотного раствора проводят вызов притока и освоение, а затем — исследование скважины. По результатам исследования до обработки и после судят о технологическом эффекте.

Технические средства.Для перевозки используются автоцистерны различного объема (до 20 м3). Закачка кислотных растворов в скважину осуществляется специальными насосными агрегатами. На поверхности при обвязке цистерн и агрегатов используются прочные металлические трубы. При проведении СКО необходимо строго соблюдать правила обеспечения безопасности жизнедеятельности и защиты окружающей среды. Проводят только в технически исправных скважинах при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, подтвержденной исследованиями.

Проектирование СКО. Основными критерии, определяющими выбор и обоснование применения проектного решения, является:

- вводимые в эксплуатацию новые объекты при недостижении проектных показателей по дебиту жидкости;

- выводимые из бездействия с недостижением требуемого уровня продуктивности;

- солеотлагающие скважины и встающие на ремонт в текущем месяце;

- переводимые из добывающего фонда в нагнетательный;

- не вышедшие на расчетную производительность после текущего капитального ремонта скважин;

- на основании данных анализа технологического режима или по результатам ГДИ установлен высокий скин-фактор;

- падение коэффициента продуктивности более чем на 30% от первоначального;

- текущие извлекаемые запасы нефти выше, чем в среднем на одну скважину по площади;

- пластовое давление в добывающей скважине выше среднего по площади.

Вопрос 2.

Оборудование для эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов (УЭЦН). Условное обозначение. Техническая характеристика. Оборудование наземное и скважинное (ЭЦН, газосепаратор, диспергатор, гидрозащита, ПЭД). Рабочая характеристика. Принцип подбора УЭЦН. Монтаж и эксплуатация УЭЦН.

Схема установки скважинного центробежного насоса с электроприводом: 1—компенсатор; 2 — погружной электродвигатель; 3 — гидрозащита; 4 — приемная сетка насоса;5 — насос; 6 — плоский кабель; 7 — обратный клапан; 8 — хомут, крепящий кабель к трубам;9 — спускной клапан; 10 — круглый кабель; 11— колонна НКТ; 12 — оборудование устья;13 — опоры кабеля; 14 — трансформатор;15 — станция управления

Скважинный насос много-ступенчатый и имеет до 80-400 ступеней. Жидкость поступает в насос через сетку, расположенную в его нижней части. Насос подает жидкость из скважины в НКТ. Погружной электродвигатель–маслозаполненный,герметизированный. Для предотвращения попадания в него пластовой воды имеется узел гидрозащиты. Вал двигателя соединен с валом гидрозащиты и через него с валом насоса.

Электроэнергия с поверхности к двигателю подается по кабелю. Рядом с НКТ идет круглый, а около насосного агрегата - плоский кабель.

УЭЦН предназначен для добычи нефти из скважин со средним и высоким дебитом.

Для УЭЦН характерно:

1. Широкий диапазон подач: Q = 10 – 1000.

2.Напор: до 3500 (м).

3.Самый высокий КПД в области больших подач среди всех механизированных способов добычи: при Q = 50 – 300, но в области малых подач КПД резко падает.

4.В отличие от ШСНУ, УЭЦН менее подвержены влиянию кривизны ствола скважины в процессе эксплуатации.

5.Добыча высокообводнённого пластового флюида (до 99% воды).

УЭЦН плохо работают в условиях: коррозионно – агрессивной среды. при выносе песка. при повышенных температурах. при высоком содержании газа

Все насосы делятся на две основные группы: обычного и износостойкого исполнения.

По поперечным размерам все насосы делятся на 3 условные группы: 5, 5А и 6, что означает номинальный диаметр обсадной колонны, (в дюймах), в которую может быть спущен данный насос.

В шифре насоса заложены их основные номинальные параметры, такие как подача и напор при работе на оптимальном режиме. Например, ЭЦН5-40-950 означает центробежный электронасос группы 5 с подачей 40 м³/сут (по воде) и напором 950 м. В шифре насосов износостойкого исполнения имеется буква И, означающая износостойкость.

Газосепараторы.

Позволяют отделить часть газа до его входа в насос. Имеет центробежный принцип действия (но не колесо, а шнек). Вал вращается. Т.к. среда не однородная, то к стенке отделяется более тяжелая среда (жидкость), а в центре около вала остается газ. Есть специальное устройство, которое переводит газ в затрубье и газ из затрубья отделяется.

Гидрозащита

Предназначена для увеличения работоспособности погружного электродвигателя предохраняет его от попадания во внутреннюю полость пластовой жидкости и компенсирующей изменение объема жидкости в двигателе при его нагреве и охлаждении, а также при утечке масла через негерметичные элементы конструкции.

методика подбора УЭЦН

1. По геофизическим, гидродинамическим и термодинамическим данным пласта и призабойной зоны, а также по планируемому дебиту скважины 2. По выбранной глубине подвески, типоразмеру обсадных и насосно-компрессорных труб 3. По характеристике насоса выбирается количество рабочих ступеней, удовлетворяющих заданным параметрам — подаче и напору. 4. По выбранной глубине подвески, типоразмеру обсадных и насосно-компрессорных труб, а также по планируемому дебиту, обводненности, газовому фактору, вязкости и плотности пластовой жидкости и устьевым условиям определяется потребный напор насоса. 5. По температуре пластовой жидкости на приеме насоса, по мощности, КПД и теплоотдаче насоса и погружного электродвигателя определяется температура основных элементов насосной установки — обмотки электродвигателя, масла в гидрозащите, токоввода, токоведущего кабеля.

Вопрос 3.

Физика процессов теплоотдачи в нефтегазовых пластах; параметры, характеризующие свойства пласта; тепловые поля.

Теплопроводность – это процесс распространения теплоты в рабочем теле посредством передачи кинетической энергии от более нагретых молекул к менее нагретым, находящимся с ним в соприкосновении. Передача тепла теплопроводностью описывается законом Фурье: Q = - λ (dt/dl)Fτ , где Q – количество передаваемого тепла; λ – коэффициент теплопроводности тела; dt/dl - градиент температуры в направлении передачи тепла;F - площадь поверхности тела, через которую осуществляется теплопроводность; τ - время передачи тепла.

Конвективный теплообмен – перенос теплоты при перемещении и перемешивании более нагретых частиц рабочего тела с менее нагретыми. Расчет конвективного теплообмена производится на основе закона Ньютона – Рихмана по формуле: Q = α F (t - t ‘) τ где Q – количество передаваемого тепла; α - коэффициент теплоотдачи, характеризующий количество тепла передаваемой в единицу времени единице поверхности стенки от окружающей среды, при разности температуры между средой и стенкой в 1 °C; F - площадь поверхности тела, через которую происходит теплообмен; t и t ‘ соответственно температуры жидкости (теплоносителя) и омываемой стенки; τ - время теплообмена.

Коэффициент теплоотдачи α зависит от многих факторов таких как: характер движения жидкости (ламинарный или турбулентный); физические свойства жидкости; скорость движения и направление потока по отношению к омываемой поверхности; форма сечения и длина омываемой поверхности и т.п.

Тепловые свойства горных пород характеризуются следующими физическими параметрами:

• удельной теплоёмкостью;

• коэффициентом температуропроводности;

• коэффициентом теплопроводности.

Эти параметры необходимо учитывать при тепловом воздействии на пласт и решении термодинамических вопросов, связанных с прогнозированием температуры флюидов на устьях добывающих скважин, оценкой фильтрационных параметров пласта, термической обработкой продуктивных горизонтов. Свойство горных пород поглощать тепловую энергию при теплообмене характеризуется удельной теплоёмкостью пород.

Удельная теплоёмкость оценивается количеством теплоты, необходимым для нагрева единицы массы породы на 1°:

. (2.1)

где M – масса породы; dT – прирост температуры от количества теплоты (dQ), переданной породе.

Теплоёмкость пород зависит от условий их нагревания – при постоянном объеме или при постоянном давлении. При нагревании породы при постоянном объеме все тепло расходуется на увеличение внутренней энергии тела. При нагревании породы при постоянном давлении часть тепла расходуется на увеличение внутренней энергии тела, а часть идет на расширение породы. Удельная теплоёмкость зависит от минералогического состава, дисперсности, температуры, давления и влажности горных пород. Чем больше пористость, температура и влажность горных пород, тем выше их теплоёмкость, особенно при слабой минерализации пластовой воды. Чем меньше плотность пород, тем выше величина удельной теплоёмкости.

Удельная теплоёмкость для горных пород, слагающих нефтяные залежи изменяется в пределах 0,4 – 1,5 кДж/(кг·К).

Этот параметр необходимо учитывать при тепловом воздействии на пласт.

Коэффициент теплопроводности(удельного теплового сопротивления) l характеризует количество теплоты dQ, переносимой в породе через единицу площади S в единицу времени t при градиенте температуры dT/dx:

. (2.2)

Коэффициент теплопроводности возрастает с увеличением плотности пород и их влажности. С ростом пористости пород теплопроводность их уменьшается. При свободном движении вод, способствующем дополнительному переносу тепла, коэффициент теплопроводности пород возрастает с увеличением проницаемости. С увеличением нефтенасыщенности пород коэффициент теплопроводности также уменьшается. Он мало зависит от минерализации пластовых вод. Породам также присуща анизотропия тепловых свойств — в направлении напластования теплопроводность выше, чем в направлении, перпендикулярном напластованию. Рост газонасыщенностипород, также как и уменьшение влажности, сопровождается уменьшением теплопроводности.

Коэффициент температуропроводности (α)горных пород характеризует скорость прогрева пород, изменения температуры пород вследствие поглощения или отдачи тепла, или скорость распространения изотермических границ.

. (2.3)

Коэффициентылинейного (a_L) и объёмного(a_V) расширенияхарактеризуют изменение размеров породы при нагревании:

.

Удельная теплоёмкость увеличивается при уменьшении плотности породы и растёт с увеличение температуры и влажности в пределах 0,4-2 кДж/(кг×К). Величины теплопроводности и температуропроводности горных пород очень низки по сравнению с металлами. Поэтому для прогрева призабойных зон требуется очень большая мощность нагревателей. Теплопроводность горных пород, заполненных нефтью и водой, значительно повышается за счёт конвективного переноса тепла жидкой средой. По этой причине для усиления прогрева пород пласта и увеличения глубины прогрева забой скважины одновременно подвергают ультразвуковой обработке. Вследствие упругих колебаний среды ускоряется процесс передачи тепла за счёт конвекции.

Коэффициенты линейного и объёмного расширения изменяются в зависимости от плотности породы аналогично теплоёмкости. Наибольшим значением коэффициентов расширения обладает кварцевый песок и другие крупнозернистые породы.

Коэффициент линейного расширения пород уменьшается с ростом плотности минералов.