Воздействие на нефтяной пласт теплом

 

Идея искусственного воздействия на нефтяной пласт теплом с целью более эффективной выработки запасов нефти возникла давно. В 20-30-е годы прошлого столетия выдающиеся ученые отечественной нефтяной геологии И.М. Губкин, А.Д. Архангельский и Д.В. Голубятников предсказывали большую роль тепловых методов при разработке месторождений высоковязких нефтей. Основоположниками фундаментальных теоретических и экспериментальных исследований термогидродинамических процессов в нефтяных пластах в нашей стране были А.Б. Шейман, ИА. Чарный, Л.И. Рубинштейн и другие. Большой вклад в развитие тепловых методов добычи высоковязких нефтей внесли ученые Г.Е. Малофеев, Ю.В. Желтов, Э.Б. Чекалюк, А.А. Боксерман, Н.Л. Раковский, К.А. Оганов, Н.К. Байбаков, А.Р. Гарушев, А.Х. Мирзаджанзаде, Я.А. Мустаев, И.М. Аметов и другие.

Практика освоения месторождений высоковязкой нефти как у нас в стране, так и за рубежом показала, что наиболее эффективными способами теплового воздействия на пласты с высоковязкой нефтью являются паротепловая обработка призабойной зоны добывающих скважин (ПТОС), нагнетание пара в пласт, перегретой воды с созданием тепловых оторочек (ПТВ, ВГВ) и внутрипластовое горение (ВГ). Тепловые (термические) методы постоянно совершенствуются. В настоящее время существуют несколько способов, но наибольшее развитие получили способы нагнетания теплоносителя в пласт.

Воздействие на пласт теплоносителем приводит к проявлению целого ряда факторов, способствующих увеличению нефтеизвлечения. К ним относятся: снижение вязкости пластовой нефти, дистилляция и испарение, термическое расширение, снижение поверхностного натяжения и другое.

Термический метод - это метод интенсификации добычи нефти, при котором проявляются гидродинамическое воздействие, когда происходит изотермическое воздействие на пласт и термодинамическое, когда возникают сложные условия влияния на пласт, в результате чего изменяется не только давление, но и температура. Известно, что нефтеизвлечение зависит от ее отношения вязкостей нефти и воды:

Многие авторы на основе анализа зависимости вязкостной характеристики нефти от температуры делают вывод, что увеличение температуры приводит к существенному увеличению коэффициента вытеснения нефти. Поэтому добыча вязких нефтей наиболее технологически эффективной может быть при использовании тепловых методов.

Эффективность теплового воздействия на нефтяной пласт, в значительной степени зависит от правильности выбора рабочего агента, способствующего более высокой степени нефтеизвлечения, с учетом геолого-промысловых характеристик объекта воздействия. На основе анализа результатов исследования по вытеснению нефти паром и горячей водой следует, что без глубокого изучения нефтяного месторождения и существующего уровня развития техники нельзя отдавать предпочтение пару или горячей воде. Все зависит от геологического строения месторождения и физико-химических свойств нефти и конкретных условий с учетом экономических показателей и перспектив разработки месторождения. Насыщенный водяной пар по сравнению с горячей водой имеет большую энтальпию, то есть большее теплосодержание, и при одинаковых массовых расходах вытесняющих агентов количество вводимого в пласт тепла при паре выше. Кроме этого при вытеснении нефти паром в большей степени проявляется механизм дистилляции легких фракций углеводородов, что приводит к увеличению коэффициента нефтевытеснения. Однако только на этом основании однозначного вывода о преимуществе пара над горячей водой делать нельзя. В некоторых случаях нагнетание горячей воды может оказаться предпочтительней нагнетания пара. Выбор теплоносителя необходимо осуществлять с учетом физико-химических свойств нефти и геолого-физических свойств породы коллектора. Если при добыче легкой нефти большое знание имеет термическое расширение, то есть величина вязкости μ₀ при этом слабо зависит от температуры, то в случае вязкой нефти наоборот - величина μ_iрезко падает с ростом температуры, а тепловое расширение значительно меньше влияет на эффективность процесса. Поэтому для конкретной нефти имеется свой диапазон температур, где наблюдается интенсивное снижение величины вязкости нефти μ₀ и другое. При воздействии на пласт горячей водой или паром в пласте образуется водонефтяная эмульсия. При одинаковых температурах пара и горячей воды эмульсии, полученные при нагнетании пара, значительно устойчивее, чем эмульсии, образовавшиеся при закачке горячей воды, что приводит к увеличению затрат на деэмульсацию нефти. Нефти, в которых содержится большое количество парафино-асфальтено-смолистых веществ, как правило, относятся к неньютоновским системам. Фильтрация их в пористой среде затруднена из-за наличия начального градиента давления, что является одной из причин низкого нефтеизвлечения из таких залежей. Исследованиями установлено, что повышение температуры нефти сопровождается значительным уменьшением градиента динамического давления сдвига, а также увеличением подвижности нефти. Исследования свойств аномальных нефтей при различных температурах показали, что наибольшие изменения реологических параметров нефти наблюдаются при температурах до 50° С, дальнейшее же увеличение температуры более 50° С сопровождается незначительными изменениями вязкости нефти.

При выборе теплоносителей следует руководствоваться экономическими соображениями. Так, к воде, используемой для выработки пара в парогенераторах, предъявляются более высокие требования, чем к воде, используемой в обычных водогрейных установках. Например, при выработке пара со степенью сухости пара Х=0,7 концентрация остающихся в воде солей увеличивается в 3,5 раза, при X = 0,8 - возрастает в 5 раз, X = 0,9 - в 10 раз. Таким образом, затраты на подготовку воды для парогенератора будут значительно выше, чем для водогрейных установок, так как использование солесодержащей воды для них невозможно из-за конструктивных особенностей.

Таким образом, в зависимости от конкретных условий логического строения залежи, физико-химических свойств нефти, экономических результатов применение горячей воды в качестве теплоносителя может быть предпочтительнее других видов теплоносителей. Т.Е. Малофеев установил, что тепловой эффект нагнетания горячей воды тем больший, чем больше толщина пласта и выше скорость фильтрации, то есть, с точки зрения эффективности использования вводимого в пласт тепла, наиболее предпочтительными являются пласты толщиной более 6 метров. При меньшей толщине длительное воздействие на пласт теплом неэффективно вследствие высоких теплопотерь через кровлю и подошву пласта.

Установлено, что с увеличением темпа нагнетания теплоносителя эффективность прогрева однородного пласта увеличивается. В слоисто-неоднородном пласте эффективность прогрева определяется потерями тепла в окружающие пласт породы и потерями тепла с добываемой жидкостью. При низком темпе ввода теплоносителя возможны значительные потери тепла в окружающие породы, при высоких темпах увеличиваются потери с добываемой жидкостью, поэтому изменения коэффициента вытеснения в зависимости от скорости нагнетания теплоносителя может быть различным и в зависимости от конкретных условий. По результатам исследования влияния температуры на капиллярную пропитку сделан вывод, что пропитка увеличивается с нарастанием температуры, но мало зависит от темпа нагнетания. В любом случае пропитка эффективнее при малых скоростях перемещения фронта вытеснения.

В России и за рубежом накоплен немалый практический опыт по применению теплоносителей с целью повышения конечного нефтеизвлечения. Нагнетание пара и горячей воды в опытно-промышленных и промышленных масштабах применяется на нефтяных месторождениях о. Сахалин, в Казахстане, Коми, Удмуртии. Краснодарском крае и так далее.

Обширные исследования и промышленное внедрение тепловых методов проводились за рубежом. В бывшем СССР опытно-промышленное испытание и промышленное внедрение тепловых методов повышения нефтеизвлечения осуществлялось на 49 объектах. Крупномасштабные работы проводились на месторождениях Каражанбас и Кенкияк (Казахстан), Усинское (Коми) и Гремихинское (Удмуртия). Известно, что залежь - это нефтенасыщенный пласт или гидродинамически единая система нефтенасыщенных пластов. При классификации залежей по характеристикам пластовых нефтей особая роль отводится одному из физических параметров ее свойств - динамической вязкости. Динамическая вязкость пластовой нефти является одним из главных определяющих факторов активности ее фильтрации по порам и трещинам нефтенасыщенного коллектора в процессе разработки залежи. От величины вязкости пластовой нефти зависят дебиты нефти в добывающих скважинах и показатели конечного нефтеизвлечения. В настоящее время условно залежи нефти в зависимости от их динамической вязкости подразделяют на:

- залежи маловязких нефтей, когда величина вязкости не превышает 10 мПа*с в пластовых условиях;

- залежи с повышенной вязкостью нефти - от 10 до 30 мПа*с;

- залежи вязких нефтей - 30-50 мПа*с;

- залежи высоковязких нефтей - более 50 мПа*с.

Тепловые методы разработки нефтяных месторождений делятся на два различных вида. Первый, наиболее широко применяемый в России и за рубежом, основан на нагнетании (с поверхности) теплоносителей в нефтяные пласты, и второй, основанный на внутрипластовых процессах горения, создаваемых путем инициирования горения коксовых остатков в призабойной зоне нагнетательных скважин (с применением забойных нагревательных устройств) с последующим перемещением фронта горения путем нагнетания воздуха (сухое горение) или воздуха и воды (влажное горение). Методы нагнетания теплоносителя в нефтяные пласты имеют две принципиальные разновидности технологии. Первая основана на вытеснении нефти теплоносителем и его оторочками. Такая разновидность получила в зависимости от вида используемого теплоносителя наименование паротеплового воздействия на пласт (ПТВ) и воздействия горячей водой (ВГВ).

Вторая - на паротепловой обработке призабойной зоны пласта добывающих скважин (ПТОС). В этом случае в качестве теплоносителя используется насыщенный водяной пар. В качестве теплоносителя для теплового воздействия на нефтяной пласт обычно используется насыщенный водяной пар или горячая вода с высокими температурными параметрами. Эти агенты обладают высокими параметрами по теплосодержанию, они экологически чистые, технически и технологически хорошо освоены промышленностью. Пар при условиях, близких к стандартным (нормальным), обладает значительно большим теплосодержанием (энтальпией), чем горячая вода. Однако с повышением давления, то есть при режимах нагнетания теплоносителя на залежах нефти, различие теплосодержания между паром и водой той же температуры значительно сокращается. Оценивать преимущество пара или воды как агента воздействия на пласт только по их теплосодержанию, как делают некоторые авторы, ошибочно и недопустимо. При выборе теплоносителя как агента воздействия на нефтяной пласт необходимо исходить из учета особенностей технической вооруженности (типа парогенераторов, наличия термо-изолированных насосно-компрессорных труб, теплоизолирующих материалов для изоляции поверхностных трубопроводов), геолого-физической характеристики и свойств пластовой нефти объекта разработки и применяемой технологии нагнетания теплоносителя. Важнейшая особенность теплового метода заключается в передаче тепловой энергии в нефтяной пласт с постепенным повышением его температуры. Передача тепловой энергии осуществляется через систему паронагнетательных скважин закачкой в них теплоносителя, приготовления и последующей закачки теплоносителя требуется значительный расход топлива для теплогенерирующих установок. В качестве топлива используется природный или попутный нефтяной газ, тяжелые фракции перегонки нефти или нефть. В применяемых отечественных парогенераторных установках типа УПГ 9/120 и УПГ 60/160 для приготовления теплоносителя температурой 260°С, при суточной номинальной производительности УПГ 9/120 - 212 т теплоносителя и УПГ 60/160 - 1440 т потребляемое количество природного газа составит, соответственно, 8,4 и 55,7 тыс. м³ или мазута 7,3 и 48,8 т. Из этого следует, что теплоноситель как агент воздействия на пласт имеет сравнительно высокую стоимость, а поэтому его расход при разработке залежи нефти должен носить рациональные объемы в соответствии с достигнутыми темпами добычи нефти. Следовательно, одной из важных задач при тепловых методах является снижение объемов закачки теплоносителя на тонну добытой нефти и получения при этом наивысшего нефтеизвлечения и высоких экономических показателей. В процессе нагнетания теплоносителя через фонд нагнетательных скважин вокруг каждой такой скважины формируется динамическая (постепенно расширяющаяся) тепловая зона. При этом в связи с существующими систематическими потерями тепла в скелет пород продуктивного пласта и в окружающую его среду (через кровлю и подошву продуктивного пласта) процесс теплопереноса отстает от массопереноса. То есть формируются два внутрипластовых фронта вытеснения - фронт холодного вытеснения и фронт теплового вытеснения. В процессе теплового воздействия на пласт тепловой фронт значительно отстает от фронта холодного вытеснения. Эти особенности требуют при проектировании систем разработки залежей учитывать динамику расширения тепловых полей в пласте и, с учетом этого, определять формы сеток скважин и расстояния между скважинами.

Суммарные объемы закачки теплоносителя в каждую нагнетательную скважину определяются расчетным путем, исходя из необходимости прогрева продуктивного пласта от нагнетательной скважины до окружающих добывающих скважин.

⇐ Предыдущая48495051525354555657Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: