Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
вода проникая в нефтяную часть пласта, оставляет за фронтом невытесненные участки нефти. Равномерного продвижения водонефтяного контакта можно достигать за счет увеличения вязкости воды. Путем загущения полимерными добавками. Механизм нефтеизвлечения при использовании метода ТПВ следующий: нагретый до 90-95° водный раствор полиакриламида, при закачке в нефтяной пласт поступает, прежде всего, в систему трещин и далее проникает в глубь пласта. Таким образом, часть залежи оказывается охваченной горячим агентом воздействия, что приводит к снижению вязкости нефти, содержащейся в блоках (матрице) трещиновато-порового коллектора. Продвигаясь в начале закачки, прежде всего, по трещинам, горячий раствор полиакриламида через некоторое время остывает, вязкость его при этом существенно увеличивается. Общие гидравлические сопротивления пласта начинают возрастать. В этой связи основная емкостная часть пласта оказывается охваченной воздействием, закачиваемым горячим раствором полиакриламида (ПАА). Снижение вязкости нефти (увеличение ее подвижности) положительно влияет на увеличение роли механизма капиллярной пропитки блоков (матрицы). Нагнетание нагретого раствора ПАА в пласт приводит к улучшению смачиваемости пористой среды, что положительно сказывается на капиллярной пропитке матрицы. Если система трещин в пласте достаточно разветвленная, то эффективность от закачиваемого горячего раствора полиакриламида (ПАА) будет выше по сравнению с воздействием горячей водой, которая преимущественно работает только по макротрещинам. Преимущество ТПВ заключается в ограничении общего количества раствора ПАА, которое необходимо нагревать, т.к. для создания необходимого «теплового охвата» не потребуется таких больших количеств , как в случае нагнетания горячей водой. Изученный механизм ТПВ показал, что горячий раствор полиакриламида, проникающий, прежде всего по трещинам, увеличивает свою вязкость примерно на порядок по сравнению с горячей водой. Гидравлические сопротивления на фронте вытеснения для полимерного раствора оказываются большими, чем для горячей воды, что приводит к увеличению охвата пласта воздействием. Результаты практического применения показывают, что прирост конечного нефтеизвлечения при ТПВ по сравнению с воздействием необработанной водой составит 20-25%. Обязательным технологическим условием успешности процесса ТПВ является обеспечение непрерывности закачки горячего полимерного раствора и соблюдение температурного режима Преимуществом ТПВ в том, что при его применении не требуется проектной разработки и создания нового, дополнительного оборудования. Успешность процесса ТПВ во многом зависит от строгого выдерживания режима воздействия и соблюдения непрерывности закачки полимерного раствора. температура полимерного раствора на забое скважины должна быть выше первоначальной температуры пласта не менее чем на 20-30° С. По количественным оценкам эффективности по нефтеизвлечению показатели разработки ХПВ по времени отстают от результатов на участке ТПВ.
когда пластовой энергии недостаточно для подъема нефти с забоя на поверхность, скважины прекращают фонтанировать. Но фонтанирование можно искусственно продлить за счет подачи в скважину по НКТ сжатого газа или воздуха(воздух запрещен-взрывоопасная смесь). Для сжатия газа до необходимого давления применяются компрессоры. В этом случае эксплуатация скважин называется компрессорным газлифтом. Если в качестве рабочего агента для газового подъемника применяется газ из газовых пластов высокого давления, то в этом случае эксплуатация скважин называется бескомпрессорным газлифтом Действие газового подъемника при компрессорной эксплуатации одинаково с действием подъемника при фонтанном способе эксплуатации, происходящем за счет пластового давления и энергии расширяющегося газа, поступающего в скважину из пласта. Газовый подъемник состоит из двух трубопроводов. Один из них служит для подачи газа, а другой - для подъема жидкости с забоя на поверхность. В неработающей скважине жидкость в НКТ и скважине будет находиться на одном уровне, который называется статическим уровнем. Давление столба жидкости на забой скважины при этом будет равно пластовому давлению. Нагнетая газ по воздушным трубам, он вытеснит вначале всю находящуюся в них жидкость, затем, продолжая поступать в подъемные грубы, будет перемешиваться с жидкостью. Плотность этой жидкости становится меньше первоначальной, за счет чего уровень жидкости в подъемных трубах начнет повышаться; чем больше вводить газа в подъемные трубы, тем меньше становится плотность жидкости в скважине и тем на большую высоту она поднимается. Подъем жидкости, кроме отмеченного, зависит также от погружения труб в жидкость. Подъем жидкости зависит от диаметра НКТ. Подъемники бывают однорядными, двухрядными. Это зависит от числа труб, спускаемых в скважину. По направлению нагнетания рабочего агента имеются две системы подъемников: кольцевая и центральная. Двухрядный подъемник кольцевой системы. При таком подъемнике в скважину спускаются два ряда труб. Рабочий агент (газ) нагнетается в кольцевое пространство между двумя колоннами труб, а нефть поднимается по внутренним трубам.
При однорядном подъемнике с кольцевой системой подами рабочего агента подъемные трубы спускают под статический уровень с учетом установления ожидаемого динамического уровня при работе скважины, который обеспечивает необходимое забойное давление. Нефть с газом и водой поднимается по центральным трубам. В однорядном подъемнике центральной системы рабочий агент нагнетается в НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по межтрубному пространству.
Подъемники центральной системы имеют существенные недостатки. При эксплуатации пескопроявляющих скважин на трубах песком разъедаются соединительные муфты, в результате чего возможен полет НКТ в скважину. А при эксплуатации скважин, дающих парафинистую нефть, в кольцевом пространстве на трубах отлагается парафин, что приводит к снижению дебита скважин и возможному полному запарафиниванию кольцевого пространства, что может привести к серьезной аварии на скважине. В нефтепромысловой практике чаще применяются подъёмники кольцевой системы. Преимуществами газлифтного способа является: 1.все оборудование располагается на поверхности, что упрощает его ремонт и обслуживание; 2.простота конструкций оборудования; 3.возможность отбора больших объемов жидкости (до 1800 т/сут) независимо от глубины скважины и диаметра эксплуатационной колонны;4.простое регулирование дебита нефти скважины (увеличивая или уменьшая подачу газа в скважину); 5.возможность эксплуатации пескопроявляющих и обводнённых скважин; 6.простота исследования скважин.
Недостатки:1.большой расход НКТ 2.большая стоимость затрат на строительство компрессорных станций, газораспределительных будок и сети газопроводов в начале обустройства месторождений; 3.большой расход электроэнергии
Но большие капитальные вложения на строительство быстро окупаются, себестоимость добычи нефти из газлифтных скважин быстро снижается и в итоге становится значительно меньше, чем при добыче нефти механизированными способами