Вытеснение нефти паром кратко

Обновлено: 02.07.2024

Применяемый традиционный способ паротеплового воздействия на нефтяной пласт заключается в закачке расчетного объема теплоносителя через нагнетательные скважины, создание тепловой оторочки и последующее продвижение ее по пласту в сторону добывающих скважин закачиваемой не нагретой водой. Увеличение нефтеизвлечения из продуктивного пласта при нагнетании в него теплоносителя происходит за счет изменения свойств нефти и воды, находящихся в пласте, в результате повышения температуры. С увеличением температуры вязкость нефти, ее плотность и межфазовое отношение понижаются, а упругость паров повышается, что положительно влияет на нефтеизвлечение. В качестве рабочего агента применяется водяной пар или горячая вода, которые обладают высокой удельной теплоемкостью и хорошими нефтевытесняющими способностями. В процессе закачки пара нефтяной пласт нагревается в первую очередь за счет использования скрытой теплоты парообразования. При этом пар, поступая в поровое пространство, конденсируется. Нагрев пласта в дальнейшем осуществляется уже за счет использования теплоты горячего конденсата, вследствие чего конденсат охлаждается до начальной температуры пласта. При вытеснении нефти паром имеет место улучшение испарения углеводородов за счет снижения их парциального давления. Снижение парциального давления связано с наличием в зоне испарения паров воды. Из остаточной нефти испаряются легкие компоненты и переносятся к передней границе поровой зоны, где они снова конденсируются и растворяются в нефтяном валу, образуя оторочку растворителя, которая обеспечивает дополнительное увеличение нефтеизвлечения. При температуре 375° и атмосферном давлении может дистиллироваться (перегонять до 10% нефти плотностью 934 кг/м 3 ). При паротепловом воздействии в пласте образуются три зоны:

1) зона вытеснения нефти паром;

2) зона горячего конденсата, где реализуется механизм вытеснения нефти водой в неизотермических условиях;

3) зона, не охваченная тепловым воздействием, где происходит вытеснение нефти водой пластовой температуры.

Все эти зоны испытывают взаимное влияние. Повышение нефтеизвлечения из продуктивного пласта при закачке пара, достигается за счет снижения вязкости нефти, в результате увеличивается охват пласта воздействием; за счет расширения нефти, перегонки ее паром и экстрагирования растворителем, что повышает коэффициент вытеснения. Вязкость нефти значительно снижается с увеличением температуры, особенно в интервале 30-80° С. Сравнительно высокая скорость снижения вязкости нефти наблюдается при начальном увеличении температуры (выше пластовой). С повышением температуры вязкость нефти уменьшается более интенсивно, чем вязкость воды, что также положительно влияет на повышение нефтеизвлечения. Снижение вязкости нефти при ее нагреве приводит к увеличению коэффициента подвижности нефти, что существенно влияет на коэффициент охвата пласта вытесняющим агентом как по толщине пласта, так и по площади.

На рис.42 приведены кривые зависимости объемного коэффициента охвата пласта вытесняющим агентом от температуры для тяжелой и легкой нефти.

Как видно, коэффициент охвата увеличивается интенсивнее для тяжелой нефти.

В процессе закачки пара нефть в зависимости от ее состояния может расширяться, за счет чего появляется дополнительная энергия для вытеснения пластовых жидкостей.

При вытеснении легко испаряющейся нефти высокотемпературным паром более легкие фракции нефти переходят в паровую фазу, т.е. возможна перегонка нефти. В более холодной зоне пласта эти фракции конденсируются, образуя впереди паровой зоны вал растворителя или смешивающийся вал.

Увеличению нефтеизвлечения при паротепловом воздействии могут способствовать эффект газонапорного режима, изменение относительных проницаемостей и их подвижностей и др.

По мере продвижения через пласт пар нагревает породу и содержащуюся в ней нефть и вытесняет ее по направлению к добывающим скважинам.

Эффективность процесса вытеснения нефти теплоносителями зависит от термодинамических условий пласта, свойств пластовых жидкостей, пористой среды, применяемой технологии; и других факторов и может изменяться в широких пределам. На механизм вытеснения нефти (жидкости) существенно влияют поверхностные свойства системы нефть-вода-порода. С повышением температуры уменьшается толщина адсорбционного слоя поверхностно-активных молекул нефти на поверхности поровых каналов, вследствие чего проницаемость пласта для нефти увеличивается. Лабораторными исследованиями установлено, что капиллярная пропитка образцов керна происходит как при низких, так и при высоких температурах. В то же время с повышением температуры капиллярная пропитка их происходит значительно быстрее. При принятии решения об использовании паротеплового воздействия необходимо учитывать, что нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта должна быть не менее 6 м. Процесс вытеснения нефти паром (в случае если толщина пласта менее 6 м) будет неэкономичным из-за значительных потерь теплоты через кровлю и подошву залежи. Глубина залегания пласта должна превышать 1000 м из-за потерь теплоты в стволе скважины, которые достигают примерно 3% на каждые 100 м глубины скважины, и больших технических трудностей по обеспечению прочности колонны.

Если общие потери теплоты в стволе скважины и в пласте превышают 50% от поступившей к устью скважины теплоты, то процесс паротеплового воздействия будет неэффективным и неэкономичным. Проницаемость пласта не должна быть менее 0,1 мкм 2 .

Увеличению нефтеизвлечения при ПТВ способствуют несколько факторов. Влияние отдельных факторов на нефтеизвлечение при вытеснении нефти паром примерно принято считать следующее:

- за счет снижения вязкости нефти;

- за счет эффекта термического расширения;

- за счет эффекта дистилляции;

- за счет газонапорного режима;

- за счет увеличения подвижности нефти.

В процессе закачки теплоносителя (ПТВ, ВГВ) в продуктивный пласт неизбежны большие потери теплоты, а также температуры теплоносителя при его закачке от устья до забоя скважины. Одним из важнейших параметров является энтальпия (теплосодержание на единицу массы) теплоносителя, непосредственно поступающего в продуктивный нефтяной пласт. Для определения энтальпии необходимо знать тепловые потери в наземных коммуникациях (от парогенераторов до устья паронагнетательной скважины), в стволе скважины, а также тепловые потери в продуктивном пласте. Учитывая, что точность определения теплопотерь низкая, пользуются упрощенными (приближенными) расчетами. Пар или нагретая вода подается в скважины по поверхностным теплоизолированным трубопроводам или по трубопроводам, заглубленным в землю. При стационарном режиме течения теплоносителя в трубопроводе процессы конвективного теплообмена (перенос тепла) на поверхности трубы сравнительно быстро стабилизируются и устанавливаются стационарный тепловой и гидродинамический режимы течения внутри трубопровода.

В случае заглубления трубопровода в землю (без термоизоляции) окружающая среда может практически неограниченно поглощать отдаваемую трубопроводом теплоту. Снижение температуры (охлаждение) горячей воды при закачке в пласт можнорассчитать по упрощенной расчетной схеме А.Ю. Намиота:

где Т(Z,t) - соответствующая температура на заданной глубине через tчасов после начала закачки горячей воды, °С; Т₀ - приведенная к устью скважины температура нейтрального слоя земли, °С; Ту - температура закачиваемой горячей воды на устье скважины, °С; Г - геотермический градиент, °С/м; z - глубина от устья в м; β- показатель, характеризующий теплообмен с окружающей средой с размерностью м -1 и равный

где q - расход нагнетаемой воды, м 3 /ч; С_тр_т - объемная теплоемкость воды, кДж/м 3 *°С; .λ - средний коэффициент теплопроводности среды, окружающей трубу, по которой закачивается горячая вода, кДж/(м-час-°С); d - наружный диаметр трубы, по которой осуществляется закачка горячей воды, м; Z(t) - радиус тепловлияния, зависящий от времени закачки теплоносителя, м:

где t - продолжительность закачки, ч; x - средний коэффициент температуропроводности среды, окружающей трубу, по которой производится закачка горячей воды, м 2 /ч.

Результаты расчетов по формуле (121) показаны на рис.130. Из рисунка 130 следует, что температура на забое при нагреве вначале повышается и через некоторое время стабилизируется. Потери температуры на глубине 500 м составляют примерно 10 0 С, на глубине 1000 м- 17°С, а на 1500 м - 25° С. Динамика прогрева продуктивного пласта показана на рис.131.

Технологически при ПТВ формируется так называемая тепловая оторочка вокруг каждой нагнетательной скважины, которая затем перемещается посредством закачки холодной воды в эти же нагнетательные скважины. Объем оторочки теплоносителя для каждого месторождения определяется расчетным путем с учетом логического строения залежи, типа коллектора, физико-химических свойств нефти и так далее. Обычно ее принимают равной - 0,8 объема пор пласта и затем закачивают два-три объема порового пространства холодной воды. Коэффициент нефтеизвлечения с использованием термических методов на месторождениях с высоковязкими нефтями составляет 0,25-0,27. Паротепловое воздействие (ПТВ) и воздействие горячей воды применяются на месторождениях глубиной 700-800 метров. В среднем при ПТВ и ВГВ на извлечение одной тонны нефти расходуется от 6,5 до 10 тонн теплоносителя. Себестоимость добычи нефти при ПТВ и ВГВ в 2-3 раза выше, чем при заводнении. Критерии эффективного использования методов нагнетания теплоносителя в нефтяные пласты, содержащие высоковязкую нефть, приведены в таблице 20.

Таблица. Геолого-физические критерии для эффективного использования методов нагнетания теплоносителя в пласт.

1 Высокая энтальпия благодаря скрытой теплоте парообразования. При степени сухости

пара 0,8 (80% пара и 20% воды) в пласт можно ввести значительно больше тепла (в расчете

на единицу массы закачиваемого объекта), чем во время нагнетания горячей воды (в 3-3,5

2. Объем пара может быть в 25-40 раз больше, чем объем воды.

3. Пар в состоянии вытеснить почти до 90% нефти из пористой среды.

В процессе вытеснения нефти паром пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкости нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. В пласте образуются три следующие зоны, различающиеся по температуре, насыщению и характеру вытеснения.

1. Зона пара вокруг нагнетательной скважины с температурой, изменяющейся от температуры начала конденсации (400-200 °С), в которой происходят экстракция из нефти легких фракций (дистилляция нефти) и перенос (вытеснение) их по пласту, т. е. совместная фильтрация пара и легких фракций нефти.

2. Зона горячего конденсата, в которой температура изменяется от температуры начала конденсации(200 °С) до пластовой, а горячий конденсат (вода) в неизотермических условиях вытесняет легкие фракции нефти.

Рис. 7.7. Распределение температуры Т и насыщенности 5 по длине однородного образца Ь при вытеснении нефти паром. Зона: I - дистилляции нефти;

II - конденсации легких фракций нефти и пара;

III - конвективного прогрева пласта и объемного расширения нефти

3. Зона с начальной пластовой температурой, не охваченная тепловым воздействием, в которой происходит вытеснение нефти пластовой водой.

Зоны пара и горячего конденсата по мере продолжения процесса расширяются, а третья зона с начальной пластовой температурой сокращается. В конечном счете, зона горячего конденсата, а затем и зона пара могут достигнуть добывающих скважин. Тогда горячая вода и пар прорываются в скважины и извлекаются с нефтью на поверхность. После этого продолжение процесса нагнетания пара практически нецелесообразно.

Продвижение по пласту зон пара и горячего конденсата сопровождается потерями, уходом теплоты из нефтяного пласта в окружающие породы, которые пропорциональны температуре этих зон на границе с окружающими породами, температуре на поверхности контакта с ними, продолжительности контакта и др.

При малой толщине нефтяного пласта на границе с окружающими породами всегда будет высокая температура, относительная поверхность теплообмена (по отношению к объему пласта) также будет очень большой, вследствие чего при больших расстояниях между скважинами применение пара, как правило, неэффективно. Поэтому для оптимальной технологии и систем вытеснения нефти паром характерно то, что способствует сокращению потерь теплоты и достижению более полного и равномерного прогрева всего объема залежей.

С этой целью для этого метода выбирают нефтяные пласты с достаточно большой толщиной (15 м и более), вскрывают их в нагнетательных скважинах в средней части, системы размещения скважин принимают площадные с плотностью сетки от 1 — 2 до 4 — 8 га/скв, обеспечивает максимально высокий темп нагнетания пара с чередующейся закачкой пара и воды, после достаточного прогрева пластов переходят на их заводнение и др.

К недостаткам метода вытеснения нефти паром следует прежде всего отнести необходимость применения высококачественной чистой воды для парогенераторов, чтобы получить пар с насыщенностью 80% и теплоемкостью 5000 кДж/кг. В воде, питающей парогенератор, должно содержаться менее 0,005 мг/л твердых взвешенных частиц и полностью должны отсутствовать органические вещества (нефть, соли), растворенный газ (особенно кислород), а также катионы магния и кальция (нулевая жесткость).

Обработка воды химическими реагентами, умягчение, удаление газов, обессоливание требуют больших расходов, иногда достигающих 30-35% от общих расходов на производство пара.

Вытеснение нефти паром из песчаных пластов после прогрева и подхода фронта пара к добывающим скважинам сопровождается выносом песка, а из глинистых пластов — снижением их проницаемости, что создает дополнительные трудности.

Отношение подвижностей пара и нефти хуже, чем отношение подвижностей воды и нефти, поэтому охват пласта вытеснением паром ниже, чем при заводнении, особенно в случае вязкостей нефти более 800—1000 мПа-с. Повышение охвата пластов процессом вытеснения нефти паром — одна из основных проблем, требующих решения. Другая, наиболее сложная проблема при применении пара — сокращение потерь теплоты через обсадные колонны нагнетательных скважин, которые в обычных условиях достигают 3 — 4 % на каждые 100 м глубины скважины.

При больших глубинах скважин (1000 м и более) потери теплоты в нагнетательных скважинах могут достигать 35 — 45 % и более от поданной на устье скважины, что сильно снижает экономическую эффективность процесса. Термоизоляция паронагнетательных труб особенно в глубоких скважинах снижает эти потери, но при этом встречаются технические трудности. Цементация колонны должна осуществляться до самого устья скважины. Цемент должен быть расширяющимся со специальными добавками (до 30 — 60 % кремнезема), термостойким.

Основное ограничение на применение метода — глубина не более 800—1000 м. С повышением темпа нагнетания пара потери теплоты резко снижаются.

Взаимодействие пара с карбонатными породами вызывает их диссоциацию (разложение), сопровождающуюся образованием углекислого газа, кальция, магния и др. Хотя наличие углекислого газа в пласте может улучшать процесс вытеснения нефти паром, не исключена возможность засорения пористой среды образовавшимися твердыми веществами, т. е. снижения продуктивности пластов.

1 Высокая энтальпия благодаря скрытой теплоте парообразования. При степени сухости

пара 0,8 (80% пара и 20% воды) в пласт можно ввести значительно больше тепла (в расчете

на единицу массы закачиваемого объекта), чем во время нагнетания горячей воды (в 3-3,5

2. Объем пара может быть в 25-40 раз больше, чем объем воды.

3. Пар в состоянии вытеснить почти до 90% нефти из пористой среды.

II - конденсации легких фракций нефти и пара;

III - конвективного прогрева пласта и объемного расширения нефти

Тепловые МУН(для тех кто не допрет - методые увеличения нефтеотдачи) - это методы интенсификации притока нефти и повышения продуктивности эксплуатационных скважин, основанные на искусственном увеличении температуры в их стволе и призабойной зоне. Применяются тепловые МУН в основном при добыче высоковязких парафинистых и смолистых нефтей. Прогрев приводит к разжижению нефти, расплавлению парафина и смолистых веществ, осевших в процессе эксплуатации скважин на стенках, подъемных трубах и в призабойной зоне.

При тепловых методах повышения нефтеотдачи пластов коллектор подогревается, чтобы снизить вязкость нефти и/или испарить ее. В обоих случаях нефть становится более подвижной и ее можно более эффективно направлять к добывающим скважинам. Помимо добавочного тепла в этих процессах создается движущая сила (давление).

1)Пароциклические обработки скважин

Технология пароциклического воздействия на пласт заключается в последовательной реализации трех операций (этапов).

Этап 1. В добывающую скважину в течение двух-трех недель закачивается пар в объеме 30-100 т на один метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта. При этом происходит нагревание скелета пласта, содержащейся в нем нефти, температурное расширение всех компонентов, повышение давления в призабойной зоне. Объем закачиваемого пара должен быть тем больше, чем больше вязкость нефти в пластовых условиях и чем меньше давление в пласте.

Этап 3. После выдержки скважину пускают на режим отбора продукции, при котором эксплуатацию ведут до предельного рентабельного дебита. По мере остывания прогретой зоны пласта в процессе эксплуатации дебит скважины постепенно уменьшается. Этот процесс сопровождается уменьшением объема горячего конденсата, что приводит к снижению давления в зоне, ранее занятой паром. Возникающая при этом депрессия является дополнительным фактором, способствующим притоку нефти в эту зону.

Эти операции (этапы) составляют один цикл. Фазы каждого цикла, а также объемы закачки пара (на 1 м эффективной толщины пласта) - величины непостоянные и могут меняться от цикла к циклу для получения максимального эффекта.

На практике период нагнетания пара обычно равен одной неделе, редко - более трех недель, а период выдержки длится 1-4 сут, иногда больше, в зависимости от характеристик пласта. Последующая добыча с повышенным дебитом может длиться от 4 до 6 месяцев, после чего цикл работ повторяется.

2) Прогрев призабойной зоны скважин

Прогрев ПЗС производят также с помощью спуска на забой скважины нагревательного устройства - электропечи или специальной погружной газовой горелки.

Однако электропрогревом, вследствие малой теплопроводности горных пород, не удается прогреть более или менее значительную зону, и радиус изотермы с избыточной температурой 40 °С, как показывают расчеты и исследования, едва достигает 1 м.

При закачке теплоносителя радиус зоны прогрева легко доводится до 10 - 20 м, но для этого требуются стационарные котельные установки - парогенераторы. При периодическом электропрогреве ПЗС в скважину на специальном кабеле-тросе спускают на нужную глубину электронагреватель мощностью несколько десятков кВт. Повышение мощности приводит к повышению температуры в зоне расположения нагревателя до 180 - 200 С, вызывающее образование из нефти кокса.

Практика использования электропрогрева ПЗС показала, что температура на забое стабилизируется через 4 - 5 сут непрерывного прогрева. В некоторых случаях стабилизация наступает через 2,5 сут

Измерения температуры по стволу скважины показали, что нагретая зона распространяется примерно на 20 - 50 м вверх и на 10 - 20 м вниз от места установки электронагревателя. После его отключения температура на забое падает со скоростью примерно 3 - 5 °С/ч. Поэтому пускать скважину в работу после электропрогрева необходимо без промедления. Эффект прогрева держится примерно 3 - 4 мес. Повторные прогревы, как правило, показывают снижение эффективности.

3) Вытеснение нефти перегретым паром

Вытеснение нефти паром - метод увеличения нефтеотдачи пластов, наиболее распространенный при вытеснении высоковязких нефтей. В этом процессе пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкостью нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. Пар, обладающий большой теплоемкостью, вносит в пласт значительное количество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение всех насыщающих пласт агентов - нефти, воды, газа.

Механизм извлечения нефти из пласта, при нагнетании в него перегретого пара, основывается на изменениях свойств нефти и воды, содержащихся в пласте, в результате повышения температуры. С повышением температуры вязкость нефти, ее плотность и межфазовое отношение понижаются, а упругость паров повышается, что благоприятно влияет на нефтеотдачу. Увеличению нефтеотдачи также способствуют процессы испарения углеводородов за счет снижения их парциального давления. Снижение парциального давления связано с наличием в зоне испарения паров воды. Из остаточной нефти испаряются легкие компоненты и переносятся к передней границе паровой зоны, где они снова конденсируются и растворяются в нефтяном валу, образуя оторочку растворителя, которая обеспечивает дополнительное увеличение нефти. При температуре 375°С и атмосферном давлении может дистиллироваться (перегоняться) до 10% нефти плотностью 934 кг/м3.

Таким образом, увеличение нефтеотдачи пласта при закачке пара достигается за счет снижения вязкости нефти, что способствует улучшению охвата пласта воздействием: путем расширения нефти, перегонки ее паром и экстрагирования растворителем, что повышает коэффициент вытеснения.

Вязкость нефтей, как правило, резко снижается с увеличением температуры, особенно в интервале 20-80°С. Поскольку дебит нефти обратно пропорционален ее вязкости, то производительность скважин может быть увеличена в 10-30 раз и более.

1. Необходимость применения чистой высококачественной воды для парогенератора. Обработка воды химическими реагентами.

2. Вытеснение нефти паром из песчаных пластов после прогрева к добывающим скважинам сопровождается выносом песка, а из глинистых пластов - снижением проницаемости.

3. При глубине больше 1000 м происходит потеря теплоты до 45%

4) Внутрипластовое горение

Метод извлечения нефти с помощью внутрипластового горения основан на способности углеводородов (нефти) в пласте вступать с кислородом воздуха в окислительную реакцию, сопровождающуюся выделением большого количества теплоты. Он отличается от горения на поверхности. Генерирование теплоты непосредственно в пласте - основное преимущество данного метода.

Процесс внутрипластового горения (ВГ) - способ разработки и метод повышения нефтеотдачи продуктивных пластов, основанный на использовании энергии, полученной при частичном сжигании тяжелых фракций нефти (кокса) в пластовых условиях при нагнетании окислителя (воздуха) с поверхности. Это сложное, быстро протекающее превращение, сопровождаемое выделением теплоты, используется для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи в основном на залежах нефти с вязкостью более 30 мПа•с.

Процесс внутрипластового горения сочетает все преимущества термических методов - вытеснение нефти горячей водой и паром, а также смешивающегося вытеснения, происходящею в зоне термического крекинга, в которой все углеводороды переходят в газовую фазу.

Диапазон применения ВГ очень широк: на неглубоко залегающих месторождениях и на значительных глубинах

Различают два основных варианта внутрипластового горения - прямоточный и противоточный.

Прямоточное внутрипластовое горение - это процесс теплового воздействия на пласт, при котором фильтрация окислителя и распространение фронта горения происходит в направлении вытеснения нефти - пт нагнетательной скважины к добывающей. Скорость движения фронта горения регулируется типом и количеством сгоревшей нефти и скоростью нагнетания воздуха.

Если же повышают температуру призабойной зоны добывающей скважины и очаг горения возникает в ее окрестности, то фронт горения распространяется к нагнетательной скважине, т.е. в направлении, противоположном направлению вытеснения нефти. Такой процесс называется противоточным горением. Он используется, как правило, только в том случае, если невозможно осуществить прямоточный процесс горения, например на залежах с неподвижной нефтью или битумом.

Вообщем недостатки метода:

1. Ограничение глубиной - до 1500 м.

2. Бурение дополнительных нагнетательных скважин-дублеров для раздельной подачи воздуха и воды.

3. Неравномерное выгорание пласта изменяет его свойства, что усложняет в дальнейшем применение каких-либо методов извлечения нефти.

КОМБИНИРОВАННЫЕ МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ [ ]

5)Термоакустическая обработка

Для сокращения времени, необходимого на прогрев пласта до заданной температуры совмещают с акустической. Волновое поле, создаваемое акустическим излучением способствует увеличению температуропроводности пласта, глубины обработки, выносу из пористой среды частиц парафина, бурового раствора и его фильтрата, твердых отложений солей. Глубина зоны воздействия достигает 8 метров. Применяемая аппаратура состоит из ультразвукового генератора, секционного термоакустического излучателя, который спускают в скважину на колонне НКТ или кабеле.

6)Термохимическая обработка

Термокислотное воздействие – двухэтапный процесс. Первый этап – термохимическая обработка, а второй – обычная (или под давлением) солянокислотная обработка.

Термохимическое воздействие на прискважинную зону – процесс подачи на забой скважины соляной кислоты, нагретой в результате взаимодействия с металлом. В качестве реагирующего с НСl обычно используют магний или его сплавы (МЛ-1, МА – 1 и др.), которые в специальном наконечнике устанавливают в обрабатываемом интервале.

Эти виды обработок используют на объектах, где обычные соляно-кислотные обработки(СКО) малоэффективны, например, вследствие слабого протекания химических реакций в холодной среде. Совместное действие температуры и кислоты очень эффективно в скважинах с отложением парафина и асфальто-смолистых веществ, в доломитизированных слабопроницаемых коллекторах и т.д.

Термохимическое воздействие применяют в скважинах с открытым забоем и при невысокой пластовой температуре дл 400 С.

На практике рекомендуется соотношение 70 – 100 л 15 % - ной HCl на 1 кг Mg. При этом температура на выходе из наконечника будет около 75-95 0С, а остаточная концентрация HCl 11-12 %.

Термохимическая обработка особенно эффективна при наличии в составе нефти парафина, смол и асфальтенов, закупоривающих поры продуктивного пласта в прискважинной зоне. Обычно в перфорированной части пласта на НКТ устанавливают контейнеры (реакционные наконечники) различной конструкции, заполненные магнием в виде стержней. Обрабатываемый интервал отпакеровывается и через контейнер производят закачку соляной кислоты. Обычно количество магния составляет 40 кг, при большой толщине пласта до 100 кг. Магний загружают в виде прутков диаметром 30 мм. Для повышения эффективности процесса применяют магний в виде гранул или стружки.

Пар обладает высокими термодинамическими характеристиками, в первую очередь - высоким теплосодержанием, что обеспечивает ускоренный темп ввода в пласт тепловой энергии, снижение теплопотерь в кровлю и подошву пласта.

Закачка пара в нефтяной пласт сопровождается совокупностью различных внутрипластовых процессов, позволяющих снижать вязкость нефти, увеличивать коэффициенты охвата и вытеснения и повышать нефтеотдачу пласта, снижая сроки разработки объекта.

Традиционный способ паротеплового воздействия на нефтяной пласт представляет собой закачку расчетного объема пара через нагнетательные скважины, создание тепловой оторочки и последующее продвижение ее по пласту в сторону добывающих скважин закачиваемой ненагретой водой.

Механизм извлечения нефти из пласта при нагнетании в него горячего рабочего агента основывается на изменениях свойств нефти и воды, содержащихся в пласте, в результате повышения температуры. С повышением температуры вязкость нефти, плотность ее и межфазовое отношение понижаются, а упругость паров повышается, что благоприятно влияет на нефтеотдачу.

В качестве рабочего агента применяются преимущественно водяной пар и горячая вода. Они характеризуются высокой удельной теплоемкостью и хорошими нефтевытесняющими способностями.

Нефтяной пласт в процессе закачки пара нагревается в первую очередь за счет использования скрытой теплоты парообразования. При этом пар, распространяясь по поровому пространству, конденсируется. Дальнейший нагрев пласта осуществляется уже за счет использования теплоты горячего конденсата, в результате чего последний охлаждается до начальной температуры пласта.

При вытеснении нефти паром имеет место улучшение испарения углеводородов за счет снижения их парциального давления. Снижение парциального давления связано с наличием в зоне испарения паров воды. Из остаточной нефти испаряются легкие компоненты и переносятся к передней границе паровой зоны, где они конденсируются и растворяются в нефтяном валу, образуя оторочку растворителя, которая обеспечивает дополнительное увеличение нефтеотдачи. При температуре 375°С и атмосферном давлении может дистиллироваться (перегоняться) до 10% нефти плотностью 934 кг/м .

Различают три основные зоны, пронумерованные в направлении течения теплоносителя (рис. 4.9).[82]

Рис. 4.9. Профиль температуры (б), паро- (в) и водо- насыщенности (а) при одномерном вытеснении нефти водяным паром. 1-t=12; 2-t=2r[82]

Зона 1. В начале зоны конденсации сосуществуют три фазы: вода, смесь жидких углеводородов и газ. Температура близка к постоянной, медленно снижается при удалении от границы ввода пара в соответствии с зависимостью температуры насыщения от давления. Нефтенасыщенность также изменяется за счет гидродинамического вытеснения нефти из этой зоны или вследствие испарения легколетучих компонентов.

Зона 2 (конденсация). В этой зоне пары воды и углеводородные фракции конденсируются при их контакте с холодным коллектором. Локальные температуры коллектора и наполняющих его фракций сильно отличаются, поэтому, строго говоря, здесь нельзя пользоваться понятием эффективной теплопроводности. Это локальное нарушение теплового равновесия было обнаружено при экспериментальном исследовании вытеснения воды водяным паром. В ходе эксперимента наблюдался переход воды в пар, хотя локальная средняя температура, измеренная термопарой, была заметно ниже температуры насыщения при поддерживаемом в эксперименте давлении (рис.4.10).

Рис. 4.10. Профили паронасышенности (а) и температуры (б), наблюдаемые при вытеснении воды водяным паром: 1-t=1ч; 2-t=2ч [82]

Эта средняя температура является промежуточной между температурами твердого пористого тела и заполняющих его флюидов.

Зона 3. Процессы в этой зоне аналогичны процессам, происходящим при вытеснении горячей водой. Однако объем, занимаемый единицей массы пара, гораздо больше, чем объем единицы массы воды; а так как объем зоны 1 (зоны пара) в ходе вытеснения возрастает, скорость воды в зоне 3 в данном случае значительно выше, чем при нагнетании внутрь залежи непосредственно воды той же температуры и с тем же массовым расходом.[82]

Относительные размеры указанных зон зависят от тепловых свойств

пород и жидкостей, темпа нагнетания теплоносителя, его параметров и

Увеличение нефтеотдачи пласта при закачке пара достигается за счет снижения вязкости нефти, что способствует улучшению охвата пласта воздействием; за счет расширения нефти, перегонки ее паром и экстрагирования растворителем, что повышает коэффициент вытеснения.[83]

Вязкость нефти резко снижается с увеличением температуры, особенно в интервале 20-80°С. Так как дебит нефти обратно пропорционален ее вязкости, то производительность скважин может быть увеличена в 10-30 раз и более.

Наиболее высокая скорость снижения вязкости отмечается при начальном увеличении температуры. При достижении определенной температуры снижение вязкости замедляется. Высоковязкие нефти со значительной плотностью обладают большим темпом снижения вязкости.

С повышением температуры вязкость нефти уменьшается более интенсивно, чем вязкость воды, что также благоприятствует росту нефтеотдачи. Для тяжелых нефтей остаточная нефтенасыщенность уменьшается более резко, особенно в пределах температур до 150°С.

При реализации технологии ПАРОТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ такие ее показатели как время закачки, расход пара, давление нагнетания и др. варьируются для различных месторождений ПБ и ТН. Например, по опыту разработки залежей природных битумов РТ показатели площадного ПАРОТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ могут быть следующими: пар нагнетается в 1 нагнетательную скважину в течение 5-7 лет с расходом 50-200 т/сут., максимальное давление нагнетания пара - 6 МПа, температура пара -300С 0 , воздуха 4-45 0 С, давление на устье добывающих скважин составляет 1,5 МПа и падает со временем до 0,1-0,2 МПа. Показатели ПАРОТЕПЛОВОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ в случае закачки оторочки пара: количество закачиваемого пара - 0,7-1,0 от объема пор, расход холодной воды для проталкивания оторочки пара - 200 м 3 /сут., температура воды 4-20°С, давления нагнетания пара - до 6 МПа [84].

Паротепловое воздействие обладает рядом недостатков. Толщина водяного слоя (если залежь имеет подошвенную воду) существенно влияет на успешное применение паротеплового воздействия. Если отношение толщины водонасыщенного слоя к нефтенасыщенному превышает величину 0,2, то в таких пластах не рекомендуется проведение ПАРОТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ.

Высокая водонасыщенность является нежелательной, так как при смешивании пластовой воды с конденсатом пара повышается проводимость для воды и происходит обводнение добываемой продукции.

В неоднородных пластах пар будет перемещаться через зоны с высокой проницаемостью, и обходить менее продуктивные зоны, уменьшая охват пласта по площади и толщине.

В процессе паротеплового воздействия возникают и такие проблемы, как влияние высокой температуры на обсадные трубы, НКТ и другое внутрискважинное оборудование. Поэтому нагнетательные скважины должны заканчиваться и обустраиваться с учетом работы при высоких температурах.

К недостаткам ПАРОТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ относятся также разрушение скелета пласта и вынос больших объемов песка в скважину, а также образование стойких эмульсий с некоторыми типами нефтей и проблема коррозии.

Гравитационные эффекты могут привести к тому, что паром будет охвачена только верхняя часть пласта, что для вертикальных скважин сказывается конусообразностью разработки, а для горизонтальных сильно выраженной не эффективностью процессов добычи. Низкие темпы закачки пара невыгодны с экономической точки зрения. Потери теплоты пропорциональны перепаду температур и времени.

С целью повышения эффективности процесса и рационального использования внесенного в пласт тепла (после создания тепловой оторочки размером 0,6-0,8 порового объема пласта) оторочку продвигают к забоям добывающих скважин ненагретой водой путем закачки ее в те же нагнетательные скважины.

На механизм вытеснения жидкости существенно влияют поверхностные
свойства системы нефть - вода - порода. С повышением температуры
уменьшается толщина адсорбционного слоя поверхностно-активных
молекул нефти на поверхности поровых каналов, в результате чего
проницаемость пласта для нефти увеличивается [85,82].

4.2.4. Факторы, ограничивающие применение процессов [82]

При изучении недостатков описанных методов повышения нефтеотдачи приходится сталкиваться с факторами, ограничивающими их использование с точки зрения, как технологии, так и экономики. Для иллюстрации приведем два примера.

Давление на забое скважины при нагнетании в неглубоко залегающий пласт воды или пара не должно превышать горное. В противном же случае может произойти горизонтальное растрескивание грунта и нарушение начальной структуры месторождения. Этот пример иллюстрирует одно из технологических ограничений, накладываемых на процесс, — ограничение давления нагнетаемого теплоносителя.

Дополнительное количество нефти, полученное за счет нагнетания пара в пласт, должно быть достаточно большим для обеспечения положительного энергетического баланса процесса. Теплотворная способность дополнительного количества нефти обязана быть, по крайней мере, равна количеству энергии затраченной на получение водяного пара, нагнетаемого в скважину. Так, например, если теплотворная способность сырой нефти составляет 10 000 кКал/кг, а удельная теплота испарения воды — 600 кКал/кг, то отношение масс дополнительного количества полученной нефти и закачанного в скважину пара должно превышать 0,06кг/кг. Здесь, конечно, речь идет лишь о грубой оценке минимума величины отношения масс нефти и пара.

В действительности каждый фактор должен быть рассмотрен с точки зрения технических возможностей и экономической эффективности. Поэтому к приведенным ниже сведениям о влиянии различных параметров на процесс повышения нефтеотдачи следует относиться как к справочным данным об усредненных параметрах воздействия, не забывая, что подробное изучение влияния каждого из них должно быть предметом особого рассмотрения.

4.2.4.1. Нефтесодержание. Характеристики нефти

Нефтесодержание месторождения - количество нефти, содержащейся в единице объема пористой среды. С технической точки зрения не существует никаких жестких требований к нефтесодержанию месторождения, планируемого к разработке, но необходимость рентабельности добычи требует определения ее минимальной величины. Так, при использовании пароциклического воздействия на скважины на калифорнийских месторождениях (США) минимальное нефтесодержание было определено на уровне 16 %, в некоторых случаях оно может быть понижено до 12 %. Как уже было показано, уменьшение вязкости нефти при повышении температуры является одним из основных механизмов, обеспечивающих

успех методов нагнетания нагретой воды или водяного пара. Следует иметь в виду, что уменьшение вязкости очень вязкой нефти, хотя и дает положительные результаты, однако не всегда приводит к достаточному возрастанию ее текучести. Повышение температуры очень вязкой нефти в зоне нагрева позволяет продвинуть ее к скважине, но увеличивает риск закупорки пор при контакте нагретой нефти с более холодной (коллектором). Практически разрабатываются месторождения нефти средней вязкости — от 50 до 8000 сПз. Необходимо отметить, что в качестве эксперимента нагнетание пара в пласт используют при добыче очень вязкой нефти (например, из битуминозных песков), а в ряде случаев закачка нагретой воды приводит к хорошим результатам и при разработке месторождений очень легкой нефти.

4.2.4.2. Толщина пласта, глубина его залегания, проницаемость коллектора

Толщина нефтеносного слоя, глубина его залегания. При выборе участка для разработки месторождения необходимо учитывать глубину залегания пласта и его толщину, так как с этими параметрами связаны потери тепла в окружающие породы и технические сложности подачи нагретой воды или пара, ограничивающие возможности разработки глубоко залегающих пластов. Обычно считают, что толщина слоя должна быть больше 10 м, а глубина его залегания не должна превышать 1000 м. Можно, однако, рассматривать как рентабельную разработку месторождения с глубиной залегания, несколько превышающей 1000 м, если на скважинах установлено эффективное теплоизолированное оборудование (в частности, теплоизолированные трубы).

Проницаемость нефтеносного слоя. При постоянном массовом расходе гидравлическое сопротивление пористой среды играет более существенную роль при нагнетании в пласт водяного пара, чем при использовании горячей воды. Например, при давлении 75 бар отношение кинематических вязкостей водяного пара и воды вблизи кривой насыщения равно приблизительно 4. Воспринимаемый пластом расход теплоносителя снижается с течением времени нагнетания, поскольку при этом возрастает сухость пара (из-за уменьшения давления) и снижается его температура по мере удаления от нагнетательной скважины. Вследствие этого уменьшается приемистость пласта при постоянном давлении нагнетания. В таких случаях вводят понятие предела проницаемости, ниже которого процесс может стать нерентабельным, по крайней мере, если не начнут действовать вторичные факторы. Исходя из результатов исследований, можно сказать, что нижний предел абсолютной проницаемости месторождений, при разработке которых используют термические методы, составляет примерно 300 мД.

Вытеснение нефти паром - наиболее распространенный метод увеличения нефтеотдачи пластов, так как при вытеснении высоковязких нефтей он обладает явными преимуществами перед другими методами.

Механизм процесса. В этом процессе пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкостью нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. Пар, обладающий большой теплоемкостью — более 5000 кДж/кг — в 3—3,5 раза выше горячей воды при 230 °С, вносит в пласт значительное количество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение всех насыщающих пласт агентов — нефти, воды, газа. В пласте образуются три следующие зоны, различающиеся по температуре, насыщению и характеру вытеснения (рис. 3).

Рис. 3. Распределение температуры Т и насыщенности 5 по длине однородного образца L при вытеснении нефти паром.

Зона: / — дистилляции нефти; // — конденсации легких фракций нефти и пара; ///— конвективного прогрева пласта и объемного расширения нефти

1. Зона пара вокруг нагнетательной скважины с температурой, изменяющейся от температуры пара до температуры начала конденсации (400-200 °С), в которой происходят экстракция из нефти легких фракций (дистилляция нефти) и перенос (вытеснение) их паром по пласту, т. е. совместная фильтрация пара и легких фракций нефти.

2. Зона горячего конденсата, в которой температура изменяется от температуры начала конденсации (200 °С) до пластовой, а горячий конденсат (вода) в неизотермических условиях вытесняет легкие фракции и нефть.

При нагреве пласта происходят дистилляция нефти, снижение вязкости и объемное расширение всех пластовых агентов, изменение фазовых проницаемостей, смачиваемости пласта и подвижностей нефти и воды и др.

Технология и система разработки. Продвижение по пласту зон пара и горячего конденсата сопровождается потерями, уходом теплоты из нефтяного пласта в окружающие породы, которые пропорциональны температуре этих зон на границе с окружающими породами, температуре на поверхности контакта с ними, продолжительности контакта и др.

С этой целью для этого метода выбирают нефтяные пласты с достаточно большой толщиной (15 м и более), вскрывают их в нагнетательных скважинах в средней части, системы размещения скважин принимают площадные с плотностью сетки от 1-2 до 4-8 га/скв, обеспечивает максимально высокий темп нагнетания пара с чередующейся закачкой пара и воды, после достаточного прогрева пластов переходят на их заводнение и др.

Реализуемые проекты. Вытеснение нефти из пластов паром получило широкое применение во всех странах, разрабатывающих месторождения с высокой вязкостью нефти. Этот метод увеличения нефтеотдачи пластов имеет определенную область применения, достаточно хорошо изучен и испытан, подготовлен к промышленному применению и, без сомнения, будет широко применяться при наличии соответствующих экономических условий и технических средств.

В отечественной практике опытно-промышленные работы по закачке пара в пласты начали широко осуществляться с 60-х годов в Краснодарском крае, на Украине и др.

Вытеснение нефти тепловой оторочкой, перемещаемой по пласту нагнетанием вслед за паром холодной воды, было реализовано на месторождении Оха (о. Сахалин). Эта технология обладает значительной эффективностью и теперь применяется в промышленном объеме в достаточно широком диапазоне геолого-физических свойств для залежей нефти в песчаниках, ранее разрабатываемых на естественных режимах истощения (месторождения Оха, Ярег-скос, Кенкиякское и др.) (рис. 4). Метод вытеснения нефти паром в карбонатных коллекторах испытан незначительно.

В настоящее время метод испытывается в промышленных условиях на 12 месторождениях (16 объектов разработки). Испытываются различные модификации метода: вытеснение нефти паром, циклическое паротепловое воздействие на пласты, сочетание закачки пара в пласты с паротепловыми обработками призабойных зон добывающих скважин и т. д. За счет метода извлекается более 1 млн. т нефти в год.

С 1982 г. крупный промышленный проект вытеснения нефти паром осуществляется на месторождении Каражанбас. Пар закачивается в 27 нагнетательных скважин. Объем закачки пара превышает 400 тыс. т/год, а добыча нефти за счет метода - более 150 тыс. т/год. Эффективность процесса на месторождении установлена, масштабы применения метода расширяются.

В США широко применяется пар на месторождениях с высокой вязкостью нефти. Метод позволяет извлекать более 6 млн. т нефти в год, а совместно с пароциклическими обработками - более 12 млн. т в год.

В Венесуэле нефть при помощи вытеснения паром добывают на месторождениях с высоковязкой нефтью в районе оз. Маракаибо (Тиа Хуана, Боливар и др.) в объеме более 1 млн. т в год, а совместно с пароциклическими обработками - около 7 млн. т в год.

Рис. 4. Изменение во времени технологических показателей разработки опытного участка Кенкиякского месторождения при вытеснении нефти паром.

Q_B - содержание воды в продукции; Q_H - добыча нефти;

Q_пар - закачка пара; n_н - число нагнетательных скважин

Эффективность технологическая и экономическая. Технологический эффект зависит от равномерности прогрева пласта и степени использования теплоты для прогрева пласта и жидкостей. Применение пара на месторождениях с глубиной залегания высокопроницаемых пластов не более 500-800 м и вязкостью нефти выше 200-1000 мПа-с потенциально может обеспечить конечную нефтеотдачу пластов до 50-55 % против возможных 15-18 % при заводнении. Однако при неэффективной технологии процесса или при неподходящих (трещиноватых, с малой нефтенасыщенностью) объектах увеличение конечной нефтеотдачи пластов от применения пара может быть столь несущественным, что не компенсирует даже расхода нефти на производство пара.

При сжигании 1 т нефти в парогенераторах можно получить до 13-15 т пара. На некоторых месторождениях, например Бостон в Средней Азии, до 10 т пара расходовалось для получения 1 т нефти из пласта. Ясно, что такой процесс не может быть эффективным.

При благоприятных условиях вытеснения нефти паром расходуется всего 2,5-3,5 т пара на 1 т дополнительной добычи нефти. Такую удельную эффективность процесса вытеснения нефти паром можно считать вполне удовлетворительной, так как за счет 1 т нефти, сожженной в парогенераторе, можно получить 4-5 т нефти из пласта.

Рис. 5. Изменение среднего дебита нефти q во времени на опытном

участке закачки пара Кенкиякского месторождения.

1 - средний расчетный дебит одной скважины без закачки пара; 2 - фактический средний дебит одной скважины при закачке пара; заштрихованная область - эффект от применения пара

Технологическую эффективность метода можно увеличить закачкой перед паром оторочки углеводородного растворителя, если он не вызывает выпадения асфальтенов в пласте.

Экономическая эффективность вытеснения высоковязкой нефти паром определяется его стоимостью, ценой нефти, удельной эффективностью процесса, расходом пара на 1 т добычи дополнительной нефти. Затраты на добычу 1 т нефти могут составлять от 15-20 до 30-50 руб.

Эффект в добыче нефти от применения пара проявляется очень быстро, через 1 -1,5 года после закачки, затем в течение 2-4 лет поддерживается постоянным, после чего резко падает за 2-3 года до экономического предела (рис. 5).

Недостатки, ограничения, проблемы. К недостаткам метода вытеснения нефти паром следует прежде всего отнести необходимость применения высококачественной чистой воды для парогенераторов, чтобы получить пар с насыщенностью 80 % и теплоемкостью 5000 кДж/кг. В воде, питающей парогенератор, должно содержаться менее 0,005 мг/л твердых взвешенных частиц и полностью должны отсутствовать органические вещества (нефть, соли), растворенный газ (особенно кислород), а также катионы магния и кальция (нулевая жесткость).

Обработка воды химическими реагентами, умягчение, удаление газов, обессоливание требуют очень больших расходов, иногда достигающих 30-35 % от общих расходов на производство пара.

Вытеснение нефти паром из песчаных пластов после прогрева и подхода фронта пара к добывающим скважинам сопровождается выносом песка, а из глинистых пластов - снижением их проницаемости, что создает дополнительные трудности.

Отношение подвижностей пара и нефти хуже, чем отношение подвижностей воды и нефти, поэтому охват пласта вытеснением паром ниже, чем при заводнении, особенно в случае вязкостей нефти более 800-1000 мПа·с. Повышение охвата пластов процессом вытеснения нефти паром - одна из основных проблем, требующих решения. Другая, наиболее сложная проблема при применении пара - сокращение потерь теплоты через обсадные колонны нагнетательных скважин, которые в обычных условиях достигают 3-4 % на каждые 100 м глубины скважины.

При больших глубинах скважин (1000 м и более) потери теплоты в нагнетательных скважинах могут достигать 35-45 % и более от поданной на устье скважины, что сильно снижает экономическую эффективность процесса. Термоизоляция паронагнетательных труб особенно в глубоких скважинах снижает эти потери, но при этом встречаются технические трудности. Цементация колонны должна осуществляться до самого устья скважины. Цемент должен быть расширяющимся со специальными добавками (до 30-60 % кремнезема), термостойким.

Все сказанное обусловливает основное ограничение на применение метода -глубина не более 800-1000 м. С повышением темпа нагнетания пара потери теплоты резко снижаются.

Метод вытеснения нефти паром практически совсем не испытан в карбонатных коллекторах. Взаимодействие пара с карбонатными породами будет вызывать их диссоциацию (разложение), сопровождающуюся образованием углекислого газа, кальция, магния и др. Хотя наличие углекислого газа в пласте может улучшать процесс вытеснения нефти паром, не исключена возможность засорения пористой среды образовавшимися твердыми веществами, т. е. снижения продуктивности пластов.

Будущее метода. Методу вытеснения нефти паром отводится роль основного, наиболее эффективного способа извлечения остаточных запасов высоковязкой нефти. По своему механизму и многообразию происходящих в пласте процессов при вытеснении нефти паром этот метод может претендовать на наиболее универсальный из всех известных для высоковязких нефтей.

В будущем никаких радикальных изменений в технологии метода не произойдет. Изменятся лишь меры, направленные на повышение охвата пластов тепловым воздействием и на замену нефти в парогенераторах низкокалорийным топливом (торф, уголь и др.).

В США, располагающих большими запасами высоковязкой нефти, за счет применения этого метода в будущем предполагают извлечь более 1,3 млрд. т, т. е. до 30 % всех дополнительных запасов, извлекаемых третичными методами. Потенциально методом может быть извлечена большая доля известных запасов нефти, отвечающих критериям его применимости.

Читайте также: