ГАЗОГЕНЕРАТОР ДЛЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
GAS GENERATOR FOR OIL AND GAS WELLS

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам, предназначенным для разрыва и термогазохимической обработки призабойной зоны пласта газообразными продуктами горения твердотопливных композиций в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах.
Известно устройство для обработки нефтяных и газовых скважин с целью повышения их продуктивности [1]. Устройство (газогенератор) включает последовательно связанные воспламенительное устройство с основным зарядом твердого топлива. Воспламенительное устройство расположено в верхней части газогенератора в цилиндрическом корпусе с нижней частью, заглушенной пробкой из твердого топлива, и с верхней частью, в которой расположен герметизирующий узел с возможностью его срезания при внешнем давлении, причем в восламенительном устройстве дополнительно размещен внутри цилиндрического корпуса цилиндр, скрепленный с корпусом в верхней и нижней части с помощью кольцевых бортиков. В качестве герметизирующего узла используется разрывная мембрана, толщина которой определяется расчетным предельным давлением в насосно-компрессорных трубах, определяющим начало обработки скважины, скрепленная с корпусом, а в верхней части внутреннего цилиндра расположена втулка с поперечной перегородкой, в центре которой закреплена фиксирующая поршень шпилька. В нижней части воспламенительного устройства в заглушке из твердого топлива расположена круглая пластина с диаметром, меньшим диаметра внешнего корпуса, фиксируемая снизу стопорной шайбой, причем над заглушкой расположено вещество - инициатор, воспламеняющееся при более низких температуре и давлении нежели твердое топливо и выделяющее в ходе горения значительное количество тепла, обеспечивающее надежное воспламенение твердого топлива, а основной заряд твердого топлива помещен в цилиндрическом корпусе с перфорированными стенками в нижней части газогенератора. Основным недостатком этой конструкции газогенератора является необходимость уплотнения нижнего герметизирующего воспламенительное устройство узла специальным видом твердотопливной композиции с высоким напряжением текучести. Это обстоятельство ограничивает диапазон использования рассматриваемой конструкции газогенератора мелкими скважинами.
Известно также устройство (газогенератор), обеспечивающее термогазохимическое воздействие на призабойную зону пласта в ходе обработки малодебитных и простаивающих нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, пригодное для работы на малых средних и больших глубинах при обеспечении отсутствия засорения скважины несгоревшими остатками газогенератора и высокой надежности срабатывания [2] (прототип). Газогенератор содержит последовательно соединенные воспламенительное устройство и основной заряд твердого топлива. Воспламенительное устройство представляет собой цилиндр, в верхней и нижней частях которого располагаются герметизирующие узлы с возможностью их срезания по достижении заданного давления. В качестве герметизирующих узлов используются разрывные мембраны со специально выполненной насечкой, определяемой характером срабатывания мембран. Крепление мембран в корпусе воспламенительного устройства осуществляется с помощью резьбовых упоров. Для усиления нижней разрывной мембраны сверху нее помещено специальное упорное кольцо с диаметром внутреннего отверстия, меньшим диаметра разрывной мембраны. Внутри цилиндрического корпуса воспламенительного устройства в его верхней части находится поршень с уплотнительной манжетой, фиксируемый в корпусе с помощью срезаемого кольцевого бортика. В нижней части воспламенительного устройства над герметизирующей разрывной мембраной помещается температурный промотор. Внутри цилиндрического корпуса воспламенительного устройства между температурным промотором и поршнем находится газ, сжимаемый поршнем до высокой температуры и давления при срабатывании воспламенительного устройства. Основной заряд твердого топлива расположен в нижней части газогенератра и представляет собой сборку цилиндрических перфорированных корпусных элементов, связанных между собой и воспламенительным устройством муфтовыми соединениями.
Недостатком конструкции прототипа является относительно низкая скорость нарастания давления в стволе скважины из-за преимущественного распространения газов горения вверх по стволу скважины, что приводит к более медленному воспламенению основного заряда твердого топлива по всей высоте.
Задачей изобретения является повышение производительности скважин за счет создания сети трещин в призабойной зоне пласта в силу большей скорости нарастания давления в стволе скважины при использовании создаваемой конструкции газогенератора.
Поставленная задача решается использованием конструкции газогенератора для нефтяных и газовых скважин, включающей основной заряд твердого топлива (например, смесевое топливо на основе перхлората аммония), воспламенительное устройство в цилиндрическом корпусе с узлами герметизации в верхней и нижней частях и зафиксированным поршнем в верхней части цилиндрического корпуса с возможностью его срезания при заданном внешнем давлении, температурный промотор. Причем, для установления гидравлической связи колонны насосно-компрессорных труб и воспламенительного устройства, расположенного в нижней части газогенератора, нижний конец колонны насосно-компрессорных труб заглушен пластиной с центральным отверстием, в которое вставлена трубка, связывающая колонну насосно-компрессорных труб с верхом воспламенительного устройства, в воспламенительном устройстве, связанным с основным зарядом твердого топлива муфтовым соединением, дополнительно размещен внешний перфорированный корпус с твердым топливом для передачи горения основному заряду твердого топлива, а нижняя часть воспламенительного устройства заглушена твердотопливной пластиной и цилиндрическим перфорированным концевиком. В качестве рабочего тела в воспламенительном устройстве используется газ, химически разлагаемый в области высоких температур с увеличением объема (например, аммиак), а в качестве температурного промотора используется тонкослойная пластина из твердого топлива, связанная с нижним узлом герметизации.
Повышение производительности скважин после их обработки предлагаемой конструкцией газогенератора происходит за счет создания сети трещин в призабойной зоне пласта в силу большей скорости нарастания давления в стволе скважины в ходе ее обработки.
Это достигается перекрытием конца колонны насосно-компрессорных труб пластиной с центральным отверстием и введением центральных трубок для гидравлической связи колонны насосно-компрессорных труб и воспламенительного устройства. В результате этого удается переместить воспламенительное устройство в нижнее положение в структуре блоков газогенератора. Это, в свою очередь, приводит к тому, что высокотемпературные газы горения твердотопливного заряда, преимущественно распространяясь вверх, будут быстрее воспламенять весь твердотопливный заряд. Следствием этого будет более быстрое нарастание давления в стволе скважины и большая вероятность образования трещин в призабойной зоне пласта, что благоприятно сказывается на производительности скважин.
На фиг.1 схематично изображено устройство предлагаемой конструкции газогенератора.
Газогенератор состоит из зарядных модулей 3, связанных с колонной насосно-компрессорных труб 1 муфтовыми соединениями 2, и воспламенительного устройства 6. Нижний конец колонны насосно-компрессорных труб 1 заглушен пластиной 5 с центральным отверстием, в которое ввернута последовательность трубок 4 гидравлической связи колонны насосно-компрессорных труб 1 и воспламенительного устройства 6. Нижний конец системы трубок 4 скреплен резьбовым соединением с верхним узлом герметизации 7 воспламенительного устройства 6. Узлы герметизации 7, 8 содержат разрывную мембрану 17 и резьбовые упоры 16. Внутри внутреннего корпуса 15 воспламенительного устройства 6 на кольцевом бортике зафиксирован поршень 9, причем под поршнем цилиндрическое пространство заполнено сжимаемым газом 10, а внизу цилиндрического пространства 10 поверх нижней разрывной мембраны узла герметизации 8 расположена тонкослойная пластина 11 из твердого топлива, скрепленная с разрывной мембраной. Над тонкослойной мембраной 11 расположено упорное кольцо 18. Под нижним узлом герметизации 8 помещена пластина из твердого топлива 12, скрепленная с вышерасположенными твердотопливными элементами концевиком 13, связанным с внешним перфорированным корпусом 14 воспламенительного устройства резьбовым соединением. Перфорированные корпусы зарядных модулей 3 и внешний перфорированный корпус 14 воспламенительного устройства 6 заполнены твердотопливными зарядами 12.
Устройство (газогенератор) работает следующим образом.
2
2
После операций по подготовки скважины к обработке и спуска газогенератора на насосно-компрессорных трубах до необходимой глубины подается скачок давления в насосно-компрессорных трубах 1, который далее по трубкам 4 гидравлической связи передается в воспламенительное устройство 6. При этом срабатывает разрывная мембрана верхнего узла герметизации 7 воспламенительного устройства 6. Под действием перепада давления происходит срыв поршня 9 с фиксирующего его кольцевого бортика и сжатие рабочего газа в цилиндрическом пространстве 10 до высоких температур и давлений. При этом происходит нагрев и разложение тонкослойной пластины 11. Давление сжатого газа превышает порог срабатывания разрывной мембраны нижнего узла герметизации 8 воспламенительного устройства 6 и нагретый газ выбрасывается на твердое топливо в нижней части внутреннего корпуса 15 воспламенительного устройства 6. Одновременно нагретый газ под высоким давлением, проходя через тонкослойную пластину 11 из твердого топлива, разрушает ее и горящие частицы твердого топлива попадают на твердое топливо в нижней части внутреннего корпуса 15. Совместное действие нагретого газа и горящих частиц тонкослойной твердотопливной пластины 11 инициирует надежное воспламенение заряда твердого топлива во внешнем перфорированном корпусе 14 воспламенительного устройства 6. Благодаря нижнему расположению воспламенительного устройства 6 в газогенераторе газы горения быстро распространяются вверх по поверхности горения твердого топлива, обеспечивая высокую скорость нарастания давления в стволе скважины, что обеспечивает образование сети трещин в призабойной зоне пласта и существенный рост производительности скважины. При горении основного заряда твердого топлива выделяются высоконагретые газы (N, HCl, HF, H и др.), которые вместе с парами жидкой среды скважины под большим давлением через перфорационные отверстия распространяются в призабойную зону, прогревая ее, образуя трещины, расплавляя асфальтены в порах и химически взаимодействуя с твердыми частицами с образованием растворимых соединений. Использование разлагаемого с увеличением объема газа в области высоких температур в цилиндрическом пространстве 10 воспламенительного устройства 6 позволяет снизить вероятность удара поршня 9 о внутренний корпус 15 воспламенительного устройства 6.
Пример оценки воздействия на призбойную зону пласта предлагаемой конструкции газогенератора
Проводилось исследование распространения температурного, волнового и концентрационного полей в призабойной зоне в ходе обработки скважины предлагаемой конструкцией газогенератора. Предполагалось, что приращение температуры от глубины в среднем составляет 3 градуса на 100 метров. Соответственно, температура на поверхности составляет 300 K, а на расчетной глубине 2000 м температура равна 360 K. Давление составляет 200 атмосфер.
Пусть радиус скважины составляет 5 см, а длина перфорированного участка обсадной колонны 10 метров. Скважина заполнена водой. Для расчетов было принято, что проницаемость нефтенасыщенной породы составляет 35 мД, мощность пласта равна 7,7 м.
Принималось, что заряд состоит из тонких трубок с продольными каналами спрессованного твердого топлива длиной 10 метров. Нижнее расположение блока воспламенения в предлагаемой конструкции газогенератора позволяет реализовать практически одновременное горение твердого топлива по всей поверхности горения.
Процесс сгорания топливного заряда сопровождается высвобождением большого количества тепла, расходуемого на испарение воды в скважине и на перегрев образующегося пара. Используя модель горения твердого топлива Бекстеда - Дерра - Прайса и условия горения в скважине при сжигании заряда массой 100 кг было рассчитано значение температуры образующейся парогазовой смеси: 403°C.
Для расчета фильтрации парогазовой смеси в поровом пространстве призабойной зоны использовался гидродинамический многокомпонентный термальный программный пакет ECLIPSE 300 фирмы Schlumberger. Математический аппарат программного пакета строится на ячеистом представлении основных переменных решений во всех фазовых состояниях (давлении, молярных плотностей, энергии)
1
N
w
Х=(Р, m, …, m, m, е),
1
N
w
где Р - давление, m…m - молярные плотности каждого углеводородного компонента, m - молярная плотность водного компонента, e - объемная плотность внутренней энергии. Молярные плотности компонентов флюидов измеряются в молях на единицу объема пласта, а плотность энергии представляет собой энергию на единицу полного объема.
Основные переменные находятся путем решения уравнений сохранения для каждого компонента, энергии и объема. Эти уравнения рассчитываются по полностью неявной схеме.
Нами для моделирования был выбран однородный по проницаемости, пористости и песчанистости пласт, геометрические размеры которого составляют 22.1×22.1×10 м. Этого достаточно для оценки распределения фронта давления и температуры объему. В центре модели заложена скважина.
Распределение ячеек в модели по оси Х и Y неравномерное, в непосредственной близи от ствола скважины размер ячеек минимален (10 см) для лучшей детализации фильтрационных процессов. Размеры ячеек в порядке удаления от скважины: 0,1, 0.4, 0.5, 0.6, 0.7, 0.8, 0.9, 7 м.
Моделирование закачки парогазовой смеси в пласт предполагает задание на каждом шаге по времени давления в стволе скважины и объема закачиваемой смеси. Шаг по времени был выбран равным 0.001 секунде.
Дебит закачки рассчитывался по формуле
к
c
где k - проницаемость, H - толщина пласта, µ - вязкость парогазовой смеси, ΔP - депрессия (разница давлений между скважиной и пластом), R - радиус контура питания, R - радиус скважины, S - параметр, учитывающий загрязнение призабойной зоны пласта. Дебит закачки прямо пропорционален депрессии.
Результаты моделирования показали, что температурное воздействие на призабойную зону распространяется на расстояние свыше 1,5 м от ствола скважины, что достаточно для эффективной тепловой обработки скважины (табл.1).
Табл.1.
Зависимость температуры породы от расстояния от скважины
Расстояние от ствола скважины, м
Прогрев до температуры, °С
0,1
220
0,2
190
0,4
150
0,5
110
0,8
85
1,0
85
Анализ распространения фронта давления показал, что пиковые значения пластового давления в процессе закачки составило 415 атм, таким образом, перепад давлений составил 215 атмосфер. Такие высокие значения давления типичны при проведении гидроразрыва пласта, соответственно в результате воздействия парогазовой смесью в породе возможно возникновение трещин. Радиус распространения фронта высокого давления составил 12 метров, что позволяет создать сеть протяженных трещин, обеспечивающих существенное повышение дебита скважины.
Рассчитанный радиус фронта уменьшения вязкости нефти за счет ее нагрева составил 0,7 метра, что достаточно для улучшения параметров течения водонефтяной смеси.
Интересно отметить, что полученный радиус глубины обработки призабойной зоны газовыми продуктами горения, (HCl и HF) составил 1,1 метра и, таким образом, обеспечивает глубокую химическую обработку призабойной зоны.
Анализ полученных распределений показывает, что радиус термобарического воздействия на призабойную зону составляет два и более метров, что обеспечивает его глубокое распространение внутрь зоны. Заметное снижение вязкости флюида наблюдается на меньшем расстоянии от обсадной колонны (приблизительно до 0,7 метров). Тем не менее, этого достаточно для эффективной очистки призабойной зоны от высоковязких фракций нефти, кольматирующих поровое пространство. Таким образом, прогнозные расчеты показывают, что использование предлагаемой конструкции газогенератора в рамках термобарохимического метода обработки призабойной зоны пласта является перспективным и обеспечивает повышение производительности нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин.
Литература.
1. Кольцова Э.М., Глебов М.Б., Женса А.В., Лазарев В.М. Газогенератор для повышения дебита нефтяных и газовых скважин и способ его использования. Патент РФ №2291290 С1, МПК E21B 43/263. Опубликовано 10.01.2007 г.; БИ №1.
2. Кольцова Э.М., Глебов М.Б., Женса А.В., Лазарев В.М. Газогенератор для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин. Патент РФ №2363840 С1, МПК E21B 43/263. Опубликовано 10.08.2009 г.; БИ №22.