Тепловое воздействие на призабойную зону скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Применение теплового воздействия на месторождения с нефтями

1.1 Месторождения с высоковязкими нефтями - объекты для применения термического воздействия на пласт, их характеристика и реальная модель структуры коллектора

1.2 Влияние температуры на разрушение структурно-механических свойств вязкоупругой системы и повышение эффективности капиллярной пропитки

1.3 Вытеснение высоковязкой нефти различными теплоносителями

2. Паротепловой метод воздействия на пласт

2.1 Выбор оптимального способа паротеплового воздействия на пласт в условиях аномальной неоднородности коллектора. Целесообразность использования пара при добыче нефти

2.2 Выбор месторождений и подбор скважин для проведения паротеплового воздействия на пласт

2.3 Технологические схемы нагнетания пара в нефтяные пласты

2.4 Блочно-циклический способ паротеплового воздействия на пласт

3. Воздействие на пласт методом внутри пластового горения

3.1 Особенности внутрипластового горения как термохимического способа разработки

3.2 Подбор месторождения для разработки с применением горения

3.3 Методы инициирования процесса внутрипластового горения

3.3.1 Инициирование горения с вводом тепла

3.3.2 Возникновение фронта горения в пласте

3.3.3 Влажное горение

3.4 Оборудование и устройства, применяемые при внутрипластовом горении

Заключение

Список используемой литературы

Введение

Под воздействием на пласт понимают нагнетание различных агентов в пласт для поддержания в нём давления и улучшения условий выработки из пласта нефти. Основные методы воздействия на пласт, широко применяющиеся в последнее время - это заводнение пластов и закачка газа в пласт. Но рассмотрим более новые методы воздействия на пласт - тепловые.

Тепловую обработку призабойных зон пластов применяют в том случае, если в добываемой нефти содержатся парафин или смолы, которые осаждаются в призабойной зоне, на стенках скважин и в трубах. В результате закупорки пор ухудшается фильтрационная способность пласта. При нагреве призабойной зоны отложения парафина и смол расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность.

Для прогрева применяют электронагреватели, газонагреватели или можно закачать в скважину горячие жидкости: нефть, конденсат, керосин, дизельное топливо или воду с добавками поверхностно-активных веществ (или без них). Жидкость нагревают паром до 90-95°С и при помощи насоса закачивают по трубам в пласт, предварительно останавливая скважину (при этом поднимают подземное оборудование и спускают на трубах пакер). После этого поднимают пакер, спускают насос и пускают скважину в эксплуатацию. Горячая жидкость растворяет парафино-смолистые соединения, которые при помощи насоса вместе с нефтью выносятся на поверхность. Паротепловая обработка призабойной зоны скважины заключается в том, что перегретый водяной пар нагнетают в скважину в течение определенного времени, после чего устье закрывают для передачи тепла в глубь пласта.

1. Применение теплового воздействия на месторождения с нефтями

1.1 Месторождения с высоковязкими нефтями - объекты для применения термического воздействия на пласт, их характеристика и реальная модель структуры коллектора

Краснодарский край - один из старейших нефтедобывающих районов России. Большинство залежей нефти здесь приурочено к южному борту Западно-Кубанского прогиба, при этом значительное число их содержит тяжелые, смолистые и высоковязкие нефти. Месторождения тяжелой нефти, залегающие на глубине от 50 до 1000 м., и имеющие заливообразную форму, распространяются регионально от Азовского моря до Абино-Украинской площади. Протяженность их более 250 км. Нефтеносные пласты залегают моноклинально. Проницаемость коллектора составляет 200-300 мД, плотность нефти колеблется в пределах 0,950- 0,985 г/см³, содержание сернокислотных смол составляет 55-60%, вязкость нефти - сотни и тысячи сантипуаз.

Нефтеотдача пластов обычного типа настолько низкая, что разработка их крайне затруднена или практически невозможна. По находящимся в эксплуатации 30-40 лет месторождениям тяжелой нефти, близким по рентабельности и конечной стадии разработки, коэффициент нефтеизвлечения не превышает 0,1 (1 горизонт Майкопа Нефтянского участка, кумский горизонт месторождений Зыбза-Глубокий Яр, Холмское, Северо-Украинское и др.).

Следует учитывать, что общие ресурсы тяжелой нефти могут быть существенно увеличены за счет ряда перспективных участков, которые в свое время не могли привлечь особого внимания нефтяников. По оценке Краснодар нефти, имеются все основания открыть в ближайшее время месторождения высоковязкой нефти. Высокая вязкость отрицательно сказалась на разведке нефтеносности отложений. Нефтенасыщенные коллекторы при испытании давали непромышленные притоки, и скважины ликвидировались, не вступая в эксплуатацию. По таким месторождениям складывалось неблагоприятное мнение в отношении целесообразности их разведки, разработки или доразработки (таковы, например, 1 горизонт Ахтырско-Бугундырского, меотис Украинского месторождений, 1 горизонт Майкопа Павловой Горы на участке восточного «залива» и др.). По этой же причине в ряде скважин на приток не испытывались нефтеносные пласты миоцена Холмского месторождения, палеоцена Ахтырской площади и др. Вместе с тем получена большая информация о нефтеносности отложений в результате бурения и отбора керна в разведочных скважинах геолого-поисковыми организациями Краснодарского края. Анализ фактического материала указывает на высокую нефтью насыщенность коллекторов высоковязкими нефтями.

Лишь отдельные месторождения, такие, как Зыбза, Южно-Карское, частично Абино-Украинское и некоторые другие, были введены в разработку и некоторое время эксплуатировались с высокими дебитами. Этому способствовала аномально высокая проницаемость коллекторов, насыщенных вязкоупругими неньютоновскими нефтями. Типичные структурно-механические свойства сверх вязких тяжелых нефтей можно представить, рассматривая некоторые особенности нефти Южно-Карского месторождения (табл. 1).

Таблица 1. - Физико-химические свойства нефти Южно-Карского месторождения:

Константы	Номер скважины
	60	424	428	431	433
Плотность 20°С	0,981	0,984	0,984	0,986	0,990
Содержание в %:
Воды	-	32	28	37	40
акцизных смол	47,5	-	57,5	42,5	50,0
Парафина		-	-	-	-
Температура в °С:
Застывания	+2	-	-	-	-
Вспышки	4-128	-	-	+144	-
Динамическая вязкость (в сП) при температуре в °С:
20		2638	2172	1590	1570
30		428	700	488	522
40
50	391,4		477,7	407,7
Начало кипения, °С	241	-	254	246	254

Бензиновые фракции в этой нефти почти отсутствуют, однако она является весьма ценным сырьем для производства тракторного и специальных керосинов, а также высококачественного битума. По предельному напряжению сдвига т, равному 28 кгс/см², установили принадлежность этой нефти к жидкостям неньютоновского типа.

Применение таких широко известных средств искусственного воздействия на пласт, как нагнетание воды и газа, не дало положительного результата. Каких-либо радикальных средств увеличения конечной нефтеотдачи пластов с высоковязкими нефтями в те времена, когда осуществлялась разработка упомянутых месторождений, не было. Интерес к разведке и открытию месторождений с аномально высокими вязкостями нефти значительно снизился в связи с трудностями, возникающими при вводе их в промышленную разработку.

Это привело к тому что поиски такого типа залежей и даже геолого-поисковые работы на нефть и газ последние два десятилетия полностью отсутствовали.

Однако в связи с тем, что с каждым годом количество не извлекаемой нефти во всем мире (в том числе и у нас) возрастает, естественно, интерес к проблеме увеличения нефтеотдачи как маловязких, так и высоковязких, так называемых неньютоновских нефтей также повышается. Появились соответствующие средства воздействия на нефтяные пласты, способствующие не только интенсификации добычи, но и увеличению нефтеотдачи посредством ввода в пласты различных теплоносителей, созданием окислительного процесса (так называемого внутрипластового горения), ПАВ и др. Все это привело к пересмотру проводимых ранее геологоразведочных работ, перспективных в отношении открытия месторождений с высоковязкими нефтями.

Для указанных месторождений наиболее эффективный метод разработки - тепловой метод воздействия на пласт. Исключительно важное значение при проведении любого способа воздействия на пласт имеет правильное представление о структуре коллектора. Однако к моменту осуществления работ по паротепловому воздействию существовало представление о коллекторе, как о типично трещиновато-пористом, в котором фильтрация происходит главным образом по системе сообщающихся трещин, питаемых нефтью из пористой матрицы. При этом предполагалось, что теплоноситель (пар, горячая вода) будет двигаться по трещинам, разогревая и одновременно вытесняя нефть из пористой матрицы. Однако на практике на первых этапах внедрения процесса наряду с положительными результатами получали и отрицательные.

Это вызвало необходимость дополнительного изучения структуры коллектора. Для отбора керна были пробурены специальные оценочные скважины. В связи с тем, что бассейном осадконакопления были морские заливы, находящиеся в предгорной местности, это не могло не отразиться на литологической особенности структуры коллектора. Как установлено последними исследованиями, каждый из «заливов» характеризуется максимальным скоплением линзовидных тел грубообломочного материала. Количество обломочного материала закономерно изменяется по периферии от участка максимального его развития. В южной зоне, в более повышенной части залива, всеми пробуренными скважинами зафиксирована максимальная концентрация крупных обломков.

Вместе с тем ранее некоторые исследователи без приведения особых доказательств зону повышения мощностей (50-70 м.) интерпретировали как рифовые отложения, при этом вследствие карбонатного характера обломочного материала они объясняли, что резервуарами являются рифогенные массивы карбонатных пород, емкостные свойства которых обусловлены наличием трещин и каверн. В действительности детальное изучение керна оценочной скв. 788 показало осадочно-обломочное происхождение как карбонатных пород, образование которых происходило за счет выветривания и разрушения горных массивов, так и главным образом доломитовой брекчии.

На месторождении Зыбза-Глубокий Яр, в частности, породы коллекторов представлены в основном обломочными образованиями различного размера.

Пористость здесь зависит от естественной укладки обломков и наличия или отсутствия заполняющего вещества между ними.

При отсутствии наполнителя между крупнообломочной брекчией образовывается скелет коллектора с пустотами больших размеров и, наоборот, в зависимости от наличия наполнителя и соответствующей фракции материала резко изменяется проницаемость. Пористость мучнистого карбоната или базальной массы брекчии как заполнителя колеблется в пределах 17-36%, алеврита - от 21 до 35%.

Размеры обломков брекчии изменяются от 1 до 100 мм. и более. Что касается крупнообломочной брекчии, то она не является коллектором, хотя в ней имеются небольшие трещины, емкость которых весьма незначительна. Вниз по падению пласта в разрезе встречаются продуктивные пласты, представленные алевритами и песчаниками.

Таким образом, дополнительными исследованиями Краснодар нефти было установлено, что ранее принятая структура трещиновато-пористого коллектора не отвечает действительности.

По совокупности основных характеристик продуктивные коллекторы месторождений с высоковязкими нефтями Краснодарского края, с точки зрения термо и гидродинамики, аппроксимируются моделью двух типов.

Первого типа коллектор (микропористый) представлен в основном прослоями глин, алевролитов, доломитовыми и глинистыми брекчиями, между которыми в подавляющем объеме заключены алевролитовые породы, насыщенные нефтью. Проницаемость такого коллектора колеблется в пределах 50-250 мД. Вместе с тем нефтеотдача, как показала длительная практика разработки таких месторождений, не превышает 0,1. К настоящему времени не имеется основ разработки месторождений, содержащих такой тип коллектора.

Второго типа коллектор (макропористый) - это резервуары, скелет которых составлен из грубообломочной брекчии, между которой образованы пустоты крупных размеров с проницаемостью от 500 до 1000 Д и более. Резервуаром для нефти в первозданном виде являются эти пустоты.

В чистом виде месторождения коллекторов типа II не встречались. По распространению и содержанию запасов нефти этот коллектор имеет подчиненное значение. Однако в сочетании с коллектором типа I роль коллектора типа II проявляется в первоначальный период разработки, при котором коллектор типа I в механизме дренирования практически участия не принимает.

Фонтанный период эксплуатации за счет проявления вязкоупругих свойств неньютоновских нефтей продолжается недолго. Например, на Зыбзе он составил 5-6 месяцев. В данной работе обосновываются основные принципы разработки месторождений с коллекторами типа I с применением термического метода воздействия на пласт как главного направления в разрешении проблемы увеличения нефтеотдачи. Ведутся опытные и промышленные работы по применению термических способов воздействия на пласт в подобных геологических условиях. Причем объективно сложились условия, когда начали применять термическую интенсификацию непосредственно на промыслах.

1.2 Влияние температуры на разрушение структурно-механических свойств вязкоупругой системы и повышение эффективности капиллярной пропитки

На механизм вытеснения жидкости существенно влияют поверхностные свойства системы нефть - вода - порода.

Известно, что с повышением температуры изменяются поверхностные свойства пластовых жидкостей и пласта. Растворение поверхностно-активных веществ нефти в закачиваемой воде ведет к снижению поверхностного натяжения на границе фаз и улучшает избирательное смачивание поверхности поровых каналов водой. С повышением температуры уменьшается толщина адсорбционного слоя поверхностно-активных молекул нефти из поверхности поровых каналов, в результате чего проницаемость пласта для нефти увеличивается.

По содержанию органических кислот нефть месторождения Зыбза относится к высокооктановой, содержит 3,78% органических кислот и других соединений, способных омыляться щелочью. Поверхностное натяжение нефти на границе с пластовой водой при температуре 20°С равно 6,05 эрг/см².

Изменение поверхностного натяжения нефти месторождения Зыбза от температуры на границе с пластовой водой показано ниже.

С повышением температуры поверхностное натяжение резко уменьшается. Это обстоятельство играет важную роль в процессах, происходящих в пласте.

Для оценки капиллярных сил в механизме вытеснения нефти водой были проведены опыты по капиллярному вытеснению нефти месторождения Зыбза пластовой водой из песчаных образцов при различных температурах. Опыты проводились на естественных образцах диаметром 36 мм., высотой 20 мм., с проницаемостью 2,1 Д и пористостью 30%. Начальная водонасыщенность не моделировалась.

Методика проведения опытов заключалась в следующем. Вначале образцы помещались в термостатируемую камеру с нефтью, в которой выдерживались при заданной температуре и давлении 50 кгс/см² в течение суток. Затем насыщенные дегазированной нефтью образцы выдерживались в течение двух недель в той же нефти в плотно загерметизированном сосуде.

Опыты проводили одновременно на двух образцах. Через сутки подводили пластовую воду в таком объеме, чтобы образцы полностью находились в воде. При контактировании воды с их поверхностью начинался процесс капиллярного впитывания воды и вытеснения нефти. Продолжительность пропитки составляла 1 сутки, после чего образцы экстрагировались с целью определения объема воды и оценки нефтеотдачи за счет капиллярных процессов.

1.3 Вытеснение высоковязкой нефти различными теплоносителями

Вопрос выбора теплоносителей при проектировании теплового воздействия на пласт для конкретных геологических условий и нефтей имеет решающее значение.

В зависимости от выбранного способа воздействия на пласт, характеристики пласта и свойств насыщающих его жидкостей, технических условий будет определяться эффективность показателей процесса воздействия на пласт.

Для оценки эффективности вытеснения высоковязкой рефти месторождения Зыбза различными теплоносителями был проведен ряд исследований. Опыты проводились на насыпной модели пласта. Вытесняемой жидкостью служила нефть. Вытеснение нефти осуществляли горячей пластовой водой, паром и воздухом при температуре пласта, равной 200°С. При вытеснении нефти водой давление в пласте поддерживалось равным 50 кгс/см², при вытеснении воздухом и паром - 10 кгс/см², т. е., ниже упругости пара воды при температуре опыта.

Для получения пара применялась дистиллированная вода, которую подавали в малогабаритный парогенератор, расположенный в термостатируемом кожухе вместе с моделью пласта. Таким образом, в модель пласта поступал непосредственно пар.

Подача жидкости в парогенератор, давление и температура пласта поддерживались постоянными (автоматически) при помощи установки, изготовленной на базе установки для исследования кернов (УИПК-IV). Опыты проводили при постоянной скорости вытеснения нефти, равной 0,0111 см³/с. Это осуществлялось путем отбора жидкости из пласта системой прессов. Отметим, что на количественные показатели в исследованиях влияли гравитационные силы. Несмотря на это, полученные данные позволяют судить о процессах, происходящих в пористой среде.

Таблица 2. - Результаты экспериментов по капиллярной пропитке:

Номер опыта	Температура, °С	Нефтеотдача, %	Номер опыта	Температура, °С	Нефтеотдача, %
1 2 3	22 55 100	4,85 50,3 61,85	4 5 6	125 150 200	64,6 68,6 75,45
Примечание. Время пропитки образца 1 сутки.

Исследованиями было установлено, что капиллярная пропитка происходит как при низких, так и высоких температурах. Однако процесс этот значительно ускоряется с повышением температуры. Так, при температуре 100°С из образца вытесняется 62% нефти, при температуре 150°С - около 70%, а при температуре 200°С - порядка 75% нефти. Повышение нефтеотдачи за счет капиллярного впитывания воды в нефтенасыщенные образцы с ростом температуры объясняется существенным изменением поверхностных и смачивающих свойств системы нефть - вода - порода. Чтобы не впасть в заблуждение, отметим, что относительно высокие значения нефтеотдачи при капиллярном вытеснении даже при низких температурах и длительной пропитке получены на образцах с очень высокой проницаемостью (2,1 Д). В реальных условиях в пластах, представленных низко проницаемыми породами, капиллярные процессы при пластовых температурах будут значительно ослаблены.

Об этом свидетельствуют многочисленные промысловые эксперименты и полученные отрицательные результаты как длительного, так и периодического нагнетания холодной воды в пласт на ряде месторождений, в том числе и на Зыбзе. Количество прокачиваемого агента в опытах составляло четыре поровых объема. Связанная вода не моделировалась.

В процессе экспериментов постоянно отбирали добытую жидкость и замеряли ее объем, что позволяло оценивать текущий и конечный коэффициенты вытеснения до прорыва вытесняющего агента.

Изменение коэффициентов вытеснения нефти паром, горячей водой и воздухом в зависимости от объема нагнетания агентов показано на рис. 1. При построении кривых учитывали следующее: к объему вытесненной нефти прибавляли объем нефти, вытесненной за счет термического расширения.

Проведенные исследования показали, что для исследуемых газо- и нефтяной жидкостных смесей и условий опытов наилучшей вытесняющей способностью обладает водяной пар, затем горячая вода и воздух. При вытеснении нефти паром конечный коэффициент вытеснения составил 86,83%, водой - 78,31% и воздухом - 46,24%.

Такое различие в коэффициентах вытеснения объясняется особенностями механизма вытеснения нефти паром, водой и воздухом. Известны более высокие коэффициенты вытеснения паром. При температуре пара 200°С нефтеотдача составила 94%. Различие между данными объясняется тем, что в проведенных опытах использовали пористую среду более высокой проницаемости (12-13 Д), а вытесняемая нефть была более легкой (плотность 0,926 г/см³) и менее вязкой (вязкость 230 сП) при атмосферных условиях.

Рассматривая механизм нефтеотдачи пласта при вытеснении относительно легкой нефти паром, ряд авторов приходят к выводу, что увеличение нефтеотдачи происходит главным образом за счет испарения низкокипящих фракций нефти и механического вытеснения нефти паром (газовой фазой). Если испарение низкокипящих фракций играет определенную роль в механизме нефтеотдачи пласта для месторождений с легкими нефтями, то в механизме нефтеотдачи месторождений с аномальными нефтями указанный фактор почти или совсем не проявляется.

Проведенная разгонка тяжелой нефти месторождения Зыбза показала, что температура начала кипения нефти составила 268°С, т. е., была значительно выше температуры опыта. При температуре 280°С отгоняется всего 2,5% легкокипящих фракций нефти. Следовательно, для такой нефти и температуры опыта, равной 200°С и даже несколько выше, продукты дистилляции не могут играть заметной роли в механизме вытеснения и повышения нефтеотдачи пласта.

Ввиду того, что в реальных условиях оптимальная температура прогретой зоны пласта на месторождении Зыбза достигает 150°С и редко 200°С, фактом вытеснения нефти из пласта за счет образования легких фракций можно полностью пренебречь.

Превышение нефтеотдачи пласта при вытеснении паром, по сравнению с горячей водой, объясняется низкими значениями капиллярных сил и относительно высокой способностью смачивать поверхность пористой среды. Это способствует проникновению пара в самые мелкие поры пласта и вытеснению из них нефти, т. е., при воздействии на нефтяной пласт паром значительно большее число пор пласта участвует в процессе фильтрации, чем при вытеснении водой.

При воздействии на пласт паром фронт вытеснения более стабилизированный, что подтверждается высокими значениями коэффициентов вытеснения до прорыва вытесняющего агента.

Известно, что при вытеснении нефти холодной водой механизм его определяется в основном поверхностно-молекулярными и капиллярными процессами, происходящими в пласте, которые в свою очередь зависят от свойств нефти, пластовой воды и коллектора. Вследствие неоднородности размеров перовых каналов и неблагоприятного соотношения вязкостей нефти и воды последняя двигается с опережением, создавая позади водонефтяного контакта зоны различной водонасыщенности.

При воздействии на пласт горячей водой за счет высоких скоростей капиллярной пропитки происходит опережение основного фронта вытеснения, в результате чего впереди его создается зона двухфазной смеси. Все эти явления снижают фазовую проницаемость для нефти в области водонефтяного контакта, создают дополнительные капиллярные сопротивления фронту вытеснения и несколько снижают эффективность вытеснения по сравнению с паром.

2. Паротепловой метод воздействия на пласт

2.1 Выбор оптимального способа паротеплового воздействия на пласт в условиях аномальной неоднородности коллектора. Целесообразность использования пара при добыче нефти

На основании лабораторных и промысловых опытов установлено, что наиболее эффективным рабочим агентом для увеличения нефтеотдачи является насыщенный водяной пар высоких давлений (80-150 кгс/см²). Пар как тепловой агент обладает следующими отличительными свойствами.

1. Высоким теплосодержанием благодаря скрытой теплоте парообразования (табл. 3). При степени сухости пара 0,8 (80% пар и 20% вода) в пласт можно ввести значительно больше тепла (в расчете на единицу массы закачиваемого агента), чем при нагнетании горячей воды;

2. Пар может занимать объем в 25-40 раз больший, чем вода;

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

Таблица 3. - Характеристика насыщенного водяного пара и воды на линии насыщения (по Вукаловичу):

Давление кгс/см2	Температура насыщения, 0С	Удельный объем, м3/кг	Теплосодержание, ккал/кг
		воды	Насыщ. пара	воды	Насыщ. пара
1	99,09	0,001043	1,725	99,19	638,8
5	151,11	0,001092	0,3817	152,1	656,3
10	179,04	0,001126	0,1880	181,3	663,3
15	197,36	0,001153	0,1342	200,7	666,7
20	211,38	0,001175	0,1015	215,9	668,5
30	232,76	0,001214	0,06797	239,6	669,6
40	249,18	0,001249	0,05077	258,4	669,0
80	293,62	0,001379	0,02405	312,8	659,3
100	309,53	0,001445	0,01846	334,2	651,7
120	323,15	0,001517	0,01463	353,9	642,5
140	335,09	0,001600	0,01182	372,7	631,7

2.2 Выбор месторождений и подбор скважин для проведения паротеплового воздействия на пласт

Успешное применение водяного пара для интенсификации добычи нефти зависит прежде всего от правильности выбора нефтяной залежи и скважин, предназначенных для нагнетания пара в пласты. При этом следует учитывать, что эффективность намеченного способа зависит от:

- вида и стоимости топлива;

- стоимости электроэнергии, воды и вида ее обработки;

- типа оборудования и др.

Кроме того, на эффективность проведения паротепловых обработок влияют глубина скважин, тип коллектора, мощность пластов и их обводненность, запасы нефти и ее плотность в пластовых условиях, пластовое давление, геологическое строение залежи, первоначальная нефтеотдача и т. п. Опыт и результаты отечественных и зарубежных работ показывают, что применение водяного пара - экономически оправданное средство интенсификации добычи нефти при учете на современном этапе развития техники следующих условий:

1. Глубина залегания пласта может достигать 1500 м. Однако с решением ряда вопросов, в том числе проблемы борьбы с потерями тепла по стволу скважины, этот метод воздействия на пласт можно применять и при больших глубинах;

2. Мощность коллекторов, сложенных песчаниками и глинами, должна быть в пределах 14-15 м. Однако известны случаи получения неплохих результатов и при обработке пластов с меньшей мощностью. Наилучшие результаты получают при наличии микропористого коллектора, насыщенного вязкой нефтью;

3. Пластовое давление более высоких значений благоприятнее для увеличения нефтеотдачи. Однако мы получили хорошие результаты обработки пластов при давлении 7-8 кгс/см²;

4. Наиболее подходящий для паротепловых обработок режим растворенного газа.

На объект, выбранный в соответствии с указанными условиями, для паротепловой обработки составляется обоснованный проект с указанием схемы расстановки нагнетательных скважин, мест размещения парогенераторных установок и т. д.

Кроме того, подробно описываются геологические, физико-технические и другие параметры работы скважин.

2.3 Технологические схемы нагнетания пара в нефтяные пласты

Три основных варианта паротеплового воздействия на пласт: циклический, циркуляционный (рис. 2).

Преимущества и недостатки, присущие отдельным вариантам, следующие.

1. Циклический вариант (рис. 2, а) - пар нагнетается в пласт по колонне насосно-компрессорных труб в течение 3-6 недель, затем следует выдержка в течение 2-3 суток, и скважину пускают в эксплуатацию. При этом варианте скважина используется и для нагнетания пара, и для отбора нефти.

После паротепловой обработки скважина эксплуатируется с увеличенным дебитом.

Циклы нагнетание - отбор можно повторить несколько раз. Основные преимущества варианта:

- высокий дебит нефти после обработки;

- меньшие (по сравнению с другими вариантами) потери тепла (по стволу скважины, в кровлю и подошву пласта);

- температура стенки обсадной колонны в период нагнетания пара ниже, чем при других вариантах.

Недостатки:

- периодичность;

- падение дебита при последующих циклах нагнетание - отбор;

- неполное извлечение нефти из пласта;

- трудности контроля за температурным режимом на забое скважины;

- ограниченность зоны прогрева пласта;

- на операции по сборке, подъему и спуску труб требуется много времени;

- подъем жидкости при высоких температурах (180°С и более) требует создания специальных насосов.

2. Циркуляционный вариант (см. рис. 2, б) - пар нагнетается по кольцевому пространству к забою скважин.

Одновременно жидкость откачивается глубинным насосом. Пар прогревает пласт сверху вниз. Конденсат откачивается на поверхность вместе с нефтью.

Для этого варианта требуется сравнительно однородный пласт большой мощности, имеющий хорошую проницаемость в вертикальном направлении.

Преимущество: эксплуатация скважины не прекращается. Недостатки:

- большие потери тепла (особенно по стволу скважины);

- высокая температура стенки обсадной колонны и необходимость в обеспечении мер по защите колонны от деформаций;

- ограниченность зоны прогрева пласта;

- необходимость создания специальных глубинных насосов, позволяющих откачивать жидкость при высоких температурах (180°С и более).

3. Площадный вариант (см. рис. 2, в) - пар подается в нагнетательную скважину, а нефть, вытесняемая из пласта оторочкой горячего пара, добывается из соседних эксплуатационных.

Эксплуатация прекращается, когда обводненность добываемой нефти начнет превышать экономически оправданную величину.

Преимущество: высокая нефтеотдача пласта в результате прогрева большой зоны.

Недостатки: затрата значительного количества тепловой энергии, в результате чего этот вариант в некоторых случаях экономически не оправдывается.

Описанные варианты паротепловых обработок пласта определенным образом влияют на технологическую схему и выбор оборудования.

2.4 Блочно-циклический способ паротеплового воздействия на пласт

Вопросы переноса тепла и охвата пласта теплоносителем, механизма вытеснения нефти, а также прогноза нефтеотдачи при паротепловом воздействии на пласт или призабойную зону скважины представляют наибольший теоретический и практический интерес.

Конвективный тепло- и массовый обмен в пласте и происходящие при этом процессы, способствующие вытеснению нефти из порового пространства пласта - это довольно сложный комплекс сосуществующих и взаимодействующих друг с другом физических, химических и термогидродинамических явлений, протекающих при нестационарном режиме с подвижными границами. Успех паротеплового воздействия на пласт во многом будет зависеть от того, насколько на практике мы сможем создать такой термогидродинамический процесс, при котором будет получена максимальная нефтеотдача при возможно минимальных затратах.

Это обстоятельство играет еще более важную роль при осуществлении термического воздействия на пласт в природных резервуарах сложного строения с микро- и макропористыми коллекторами. И если теоретически (пренебрегая потерями тепла, сложностью регулирования и т. д.) можно осуществить вытеснение нефти из «чисто» пористого коллектора непрерывным нагнетанием пара, то практически в условиях микро- и макропористых коллекторов этот процесс невозможно осуществить из-за утечки пара через макропористые коллекторы, больших потерь тепла и невозможности регулировать движение теплоносителя.

В этих условиях применение перечисленных ранее технологических схем, за исключением паротепловых обработок призабойной зоны скважин, оказалось весьма затруднительным и неэффективным. Поэтому на протяжении всего периода опытно-промышленных работ велись промысловые эксперименты как по выявлению эффективности уже более или менее известных технологических схем, так и по созданию новых вариантов, обеспечивающих высокую конечную нефтеотдачу и получение высоких технико-экономических показателей.

На основе исследования коллекторских свойств и осуществления многочисленных паротепловых обработок скважин, а также весьма крупных и продолжительных по времени экспериментов по изучению эффективности различных технологических схем был сделан вывод о необходимости создания такого термогидродинамического процесса, при котором на конкретно заданных ограниченных по размерам площадях (блоках) нефтяного месторождения будут созданы относительно стабильные границы фронта теплового поля. Такие термогидродинамические условия (условия замкнутого высокотемпературного поля) могут гарантировать максимальный охват пласта теплоносителем и вытеснение нефти с высокой нефтяной отдачей из макропористых коллекторов.

При осуществлении такого процесса следует учитывать, что при наличии высокопроницаемого макропористого коллектора теплоноситель в условиях замкнутого поля может двигаться в различных направлениях и вначале преимущественно по этим коллекторам с постепенным проникновением пароводяной смеси в макропористый коллектор.

С учетом этого была предложена технологическая схема паротеплового воздействия на пласт (блочно-циклическая), сущность которой заключается в следующем.

На залежи, представленной микропористыми коллекторами и при подчиненном значении макропористых коллекторов (или трещинно-пористом коллекторе), выбирается блок, на котором в шахматном порядке (или рядами) пробурены плотной сеткой скважины (не более 100 м.). На рис. 3 показана принципиальная схема расположения нагнетательных и эксплуатационных скважин. Нагнетание пара, по расчету, ведется в систему крайних нагнетательных скважин. Следующие за крайними рядами скважины во избежание движения (утечки) теплоносителя в нежелательном направлении останавливаются на весь период процесса и становятся наблюдательными. Для продвижения теплоносителя в нужном направлении создается депрессия на блок посредством пуска в работу центральных эксплуатационных скважин. Пуск этих скважин позволяет одновременно и производить термогидродинамическое регулирование, и устремлять тепло в необходимом направлении, прежде всего к центральной части блока.

Через определенное время в зависимости от темпа нагнетания пара и соотношений микро- и макропористых коллекторов в результате вытеснения нефти из пористого коллектора эксплуатационные скважины будут работать с повышенным дебитом. Однако через высокопроницаемый макропористый коллектор может произойти прорыв теплоносителя, тогда на этой стадии необходимо закрыть соответствующую эксплуатационную скважину и на какой-то период нагнетательную, чтобы дать возможность теплоносителю проникнуть в микропористый коллектор в целях пропитки и вытеснения нефти из перового объема пласта. Одновременно пускаются в эксплуатацию скважины внешних рядов.

Скважины:

1 - эксплуатационно-наблюдательные простаивающие;

2 - эксплуатационно-наблюдательные работающие;

3 - эксплуатационно-паронагнетательные;

Поочередной кратковременной остановкой и пуском эксплуатационных и нагнетательных скважин при тщательном термогидродинамическом контроле с помощью глубинных исследований удается регулировать движение фронта теплоносителя и создать условия для его проникновения в микропористый коллектор, в результате чего происходит вытеснение нефти из порового объема пласта в высокопроницаемый макропористый коллектор.



При достижении на забоях эксплуатационных скважин температур 100-120°С нагнетание пара прекращается, и начинается интенсивный отбор жидкости из блока - сначала из эксплуатационных, а затем из нагнетательных скважин. Затем в зависимости от рентабельного периода разработки блока цикл повторяется.

Для осуществления этого процесса залежь разбивается на соответствующие участки и поочередно в шахматном порядке производится нагнетание пара в блоки.

Безусловно, здесь, как и при проведении любого процесса, необходимо тщательное гидродинамическое исследование скважин. Устье всех скважин необходимо оборудовать специальными несложными приставками (рис. 4), которые позволяют вести любые глубинные измерения во время работы скважин без подъема насосно-компрессорных труб. Конструкция указанной приставки, предложенной одним из авторов, легко может быть изготовлена в промысловых мастерских.

Преимущества блочно-циклического способа паротеплового воздействия на пласт по сравнению с ранее примененными прежде всего заключаются в следующем:

1. В условиях относительно стабильных границ фронта теплового поля осуществляется эффект капиллярной пропитки и вытеснение нефти из порового объема микропористого коллектора при одновременном наличии макропористого коллектора, что является главной целью процесса;

2. Вытесненная нефть из микропористых коллекторов в дальнейшем двигается к забоям эксплуатационных скважин по высоко проницаемому макропористому коллектору. Наличие энергии растворенного газа придает вязкоупругой системе высокую подвижность даже в случае снижения ее вязкости;

3. «В замкнутом» тепловом поле обеспечивается максимальное использование тепловой энергии, затраченной на разогрев пород пласта и воды, так как движение газожидкостной смеси к скважинам в любом направлении происходит по разогретому блоку в горячей зоне. Таким образом, одновременно происходит и процесс рекуперации.

3. Воздействие на пласт методом внутри пластового горения

3.1 Особенности внутрипластового горения как термохимического способа разработки

Термический способ добычи нефти с применением внутрипластового горения предназначен для воздействия на пласт в целом. Приоритет в предложении и реализации этого способа принадлежит России.

Сущность этого процесса заключается в следующем. Первоначально в призабойной зоне зажигательной скважины создают условия, необходимые для инициирования и образования устойчивого фронта горения. Для этой операции используют забойные топливные горелки, электрические нагреватели, химические реагенты и т. п.

После образования фронта горения в пласт с поверхности нагнетают окислитель (воздух, кислород - обогащенный воздух или кислородсодержащую газовую смесь и т. п.) в количестве, необходимом для поддержания термохимической реакции и перемещения фронта горения по пласту. При этом часть пластовой нефти (до 15%) сгорает, а выделяющееся тепло, воздействуя на пласт, способствует вытеснению нефти из пласта. Продукты процесса (нефть, газы горения, углеводородные газы, вода) извлекаются через эксплуатационные скважины.

Различают два основных варианта внутрипластового горения (далее ВГ) - прямоточный и противоточный. В первом зажигание пласта и подача окислителя осуществляются через одну и ту же скважину. Поток окислителя и фронт горения движутся в одном направлении - от зажигательной (нагнетательной) скважины к эксплуатационным.

При противоточном варианте зажигают пласт и нагнетают окислитель через разные скважины. Когда в зажигательной скважине инициировано горение, окислитель подается через нагнетательную скважину в нефтяную насыщенную не нагретую часть пласта навстречу перемещающемуся очагу горения. Продукты процесса (газы, пары и нефть) продвигаются по выгоревшей зоне к зажигательной скважине, которая становится эксплуатационной, и извлекаются на поверхность. Основная причина развития этого метода - практическая невозможность осуществления прямоточного процесса в залежах с неподвижной нефтью (или битумами).

Имеются также варианты, в которых ВГ комбинируется с другими термическими способами. Можно использовать ВГ и для воздействия на призабойную зону.

Распределение температуры происходит в виде тепловой волны с крутым обрывом в направлении течения воздуха перед фронтом и постепенным уклоном позади фронта горения. По мере перемещения фронта горения в пласте формируется несколько температурных зон, показанных на рис. 5. Температура в зоне горения может достигать 400° С и более. При такой температуре в зоне горения жидкость полностью испаряется. Тяжелые фракции нефти отлагаются на поверхности зерен в виде коксового остатка. Эта часть нефти и служит топливом. Впереди фронта горения образуется зона пара, в пределах которой наблюдается понижение температуры до 93-204°С. Впереди зоны пара происходит конденсация нефти и пара и образуется оторочка горячей воды и легких углеводородов. И, наконец, впереди вала горячей воды и легких углеводородов образуется вал нефти с температурой, равной начальной пластовой. Температура при перемещении фронта горения определяет механизм теплопередачи и вытеснения нефти. В зонах пара и горячей воды преобладает механизм вытеснения нефти паром и горячей водой, в зоне легких углеводородов - вытеснение смешивающихся жидкостей, а в зоне, не охваченной тепловым воздействием, - вытеснение нефти газами при пластовой температуре. Таким образом, при вытеснении нефти при воздействии внутрипластового горения одновременно участвуют почти все известные методы воздействия на нефтяной пласт для интенсификации добычи нефти.



Материальный баланс процесса ВГ по нефти можно представить:

Где:

I_н - содержание нефти в пласте до начала процесса;

I_нп - количество нефти, добытой - в результате процесса;

I_ко - количество нефти (коксового остатка), израсходованной на поддержание горения;

I_нтх - количество углеводородного газа, образовавшегося при процессе.

Расчетная формула для определения коэффициента нефтеотдачи при ВГ может быть представлена в виде:

Где:

S_о - коксовый остаток доли объема пор пласта.

S_тх - содержание углеводородного газа (доли объема пор пласта), выраженное через эквивалентное количество исходной нефти.

Где:

S_н - исходная нефтяная насыщенность (доли единицы);

g_ост - отношение массы коксового остатка к массе пород пласта;

m - пористость пород пласта в долях единицы;

Q_т, Q_н - теплотворные способности соответственно полученного газа и исходной нефти в ккал/м³ и ккал/кг.

В связи с тем, что фронт горения не полностью охватывает весь объем нефтяного насыщенного пласта, коэффициент нефтеотдачи для всего пласта К_сум зависит от коэффициентов охвата А:

На рис. 6 показаны кривые зависимости коэффициента нефтеотдачи К_н от начальной нефтяная насыщенности при ВГ.

Количество образующегося коксового остатка зависит от свойств нефти и пласта (содержания смол, пористости, нефтяная насыщенности и т. п.), а также от режима процесса (скорости движения, температуры фронта горения).

Удельную потребность в воздухе, объем воздуха, необходимый для выжигания единицы объема породы, приближенно можно оценить из зависимости, приведенной на рис. 7.

На рис. 8 показаны экспериментально установленные зависимости коэффициента нефтеотдачи от вязкости нефти.

Как видно, разработка пласта с помощью ВГ более эффективна, чем разработка с вытеснением нефти водой. Особенно целесообразно использовать ВГ для месторождений, содержащих тяжелые нефти. При разработке пласта по противоточному варианту ВГ нефтеотдача может увеличиться до 50%, при разработке по прямоточному варианту - до 70% и более. В процессе добычи тяжелых нефтей в порах не нагретой части пласта образуются пробки, и нагнетание окислителя осуществляется под высоким давлением. При неглубоком залегании нефтеносных коллекторов с повышением давления могут образоваться обходные пути для продвижения окислителя.

Применение ВГ позволяет вводить в активную промышленную разработку уже разведанные залежи, содержащие нефть, не извлекаемую из них другими широко применяемыми способами.

3.2 Подбор месторождения для разработки с применением горения

Эффективная реализация процесса внутрипластового горения (ВГ) во многом зависит от правильного подбора нефтяной залежи и всестороннего обоснования признаков, влияющих на успешное и экономичное применение этого способа. При этом необходимо учитывать глубину залегания и мощность пластов, запасы нефти, обводненность пластов, плотность нефти и ее фракционный состав, пластовое давление, геологическое строение и коллекторские свойства пластов и первоначальную нефтеотдачу, что позволяет вести разработку пласта с помощью внутрипластового горения более эффективно.

Метод рекомендуется применять для залежей глубиной до 1500 м. Чем меньше глубина залегания, тем меньше основные затраты, связанные с подачей в пласт окислителя.

Для внутрипластового горения наиболее благоприятны продуктивные пласты с мощностью от 3 до 25 м.

Перед разработкой залежи с помощью ВГ остаточная нефтяная насыщенность должна составлять не менее 50-60%, а первоначальная обводненность - не более 40%.

Вязкость и плотность нефти при разработке пласта с помощью ВГ могут варьировать в довольно широких пределах: вязкость не менее 5 сП, плотность не ниже 0,82 г/см³.

На основании имеющихся данных разработку месторождения при помощи ВГ можно осуществлять при пористости пласта 12-43% и более. Пористость пласта существенно влияет на скорость продвижения фронта горения и потребное давление для окислителя.

Целесообразно для разработки нефтяного пласта при помощи ВГ использовать режим растворенного газа, однако это не исключает возможности использования других режимов.

3.3 Методы инициирования процесса внутрипластового горения

Инициирование горения (зажигание нефти в пласте) при осуществлении ВГ - важная и ответственная операция.

Как показал опыт, время, затрачиваемое на создание фронта горения в нефтеносном пласте, различно.

Таблица 4. - Результаты исследований, проведенных Стрейнджем:

Есть случаи быстрого создания фронта горения (несколько суток), а иногда эта операция занимает десятки суток и более. В качестве окислителя при инициировании горения могут быть использованы воздух, кислород и воздух, обогащенный кислородом.

Пластовые нефти весьма разнообразны по химическому составу и физическим свойствам, в связи с чем характеристики их окисления также существенно различаются.

По опытным данным температура воспламенения нефти в пласте находится в пределах 150-400°С.

Самопроизвольное возгорание. При воздействии кислорода, нагнетаемого в пласт с поверхности, пластовая нефть окисляется. Эта реакция часто протекает относительно быстро. Реакция окисления сопровождается выделением тепла и, если оно происходит быстро и его достаточно для компенсации потерь, нефтеносный пласт можно зажечь без дополнительной подачи тепла от постороннего источника.

Из табл. 4 видно, что на зажигание нефтеносного пласта с более высокой пластовой температурой затрачивается меньшее время.

Окислительную характеристику пластовых нефтей важно знать для определения экономической целесообразности операций по самопроизвольному зажиганию нефтяных пластов.

Если известна удельная скорость реакции окисления, то время, необходимое для зажигания нефтяного пласта, можно подсчитать. Стрейнджем рекомендуется следующая формула:

Где:

C - удельная теплоемкость насыщенного пористого пласта;

Q - удельное тепло реакции прореагировавшего кислорода;

(p,S)A e^-E/Rt - удельная скорость реакции прореагировавшего кислорода;

(p,S,...) - функции давления кислорода, поверхности контакта с нефтью и т. д., определяемые для каждой нефти;

А - частотный фактор;

Е - энергия активации;

R - универсальная газовая постоянная;

t - температура;

t_i - температура зажигания пластовой нефти.

Тепло реакции также довольно постоянно для обычных углеводородных компонентов, содержащихся в пластовой нефти.

Основной переменной, представляющей практический интерес и влияющей на самопроизвольное зажигание нефтеносного пласта, является удельная скорость реакции. Значение ее можно определить по кернам или искусственному образцу с нефтяным песком при воспроизведении пластовых условий.

Время, рассчитанное по формуле Стрейнджа, безусловно, меньше времени, требующегося для самовоспламенения нефтеносного пласта вследствие неизбежных потерь тепла в кровлю и подошву пласта в реальных условиях. Однако упрощенный расчет для адиабатических условий имеет свои преимущества. Если, например, время зажигания пласта составит несколько часов или суток, следует рассматривать возможность самопроизвольного зажигания. Но если это время будет равным нескольким месяцам или годам, то возникает необходимость в дополнительном использовании тепла от постороннего источника.

При этом необходимо учитывать и следующее. Если фактическая пластовая температура низка и потери тепла в кровлю и подошву превышают первоначальные при окислительном процессе, то самовозгорания пластовой нефти не произойдет (даже при рассчитанном адиабатическом времени, не превышающем нескольких часов).

Большинство нефтеносных пластов, в которых целесообразны тепловые обработки, могут иметь большие мощности. Разработка их с применением внутрипластового горения вызывает определенные трудности. Поэтому желательно, чтобы такие продуктивные пласты содержали легко-окисляемую нефть, способную самовоспламеняться при реакции с кислородом. Но это еще не значит, что процесс ВГ может развиваться благоприятно. По мнению некоторых американских исследователей (Стрейнджа, Трантхаха, Шхлейкера), в мощных продуктивных пластах могут создаваться условия, способствующие эффективному проявлению гравитационного режима.

При нагреве вязкость нефти резко снижается, благодаря чему за счет сил гравитации нефть может притекать к забою нагнетательной скважины.

Зажигание, вызванное окислением, не начинается непосредственно у стенок забоя скважины.

Несмотря на то что в забойной зоне скорость окисления и зависящее от нее количество выделяющегося тепла высоки (в связи с наличием высокой концентрации кислорода), нагнетаемый воздух перемещает тепло от забоя скважины в глубь пласта, и поэтому в первую очередь нефть будет воспламеняться в зоне пласта, удаленной на некоторое расстояние от оси зажигательной скважины (для прямоточного варианта).

Таким образом, развитие процесса внутрипластового горения возможно в двух направлениях: к забою скважины и в глубь пласта. В результате в забойной зоне нагнетательной скважины температура может повыситься до высокого значения. В итоге (особенно при наличии в скважине свободной нефти) могут произойти значительные повреждения даже и в том случае, если при закачивании скважины используются термостойкие материалы.

Для предупреждения таких явлений применяют различные меры, обеспечивающие в определенной степени успешность работ.

3.3.1 Инициирование горения с вводом тепла

Если разработку с помощью ВГ намечено осуществить в пластах, содержащих трудно-окисляемую нефть, не обеспечивающую самопроизвольного зажигания, тогда для инициирования горения вводят в призабойную зону скважины тепло. В этом случае с помощью различных средств (специальными глубинными топливными горелками, электрическими нагревательными устройствами, химическими реагентами и др.) сначала нагревается призабойная зона зажигательной скважины до температуры воспламенения пластовой нефти, а затем в эту зону подают окислитель. Чтобы обеспечить устойчивый и достаточно мощный фронт горения, обе операции можно выполнять последовательно или одновременно.

Иногда для создания фронта горения в пласте применяли древесный уголь во многих его разновидностях. В Советском Союзе впервые этот способ был использован в 30-х гг.

Глубинные (забойные) нагревательные устройства можно подразделить на огневые (топливные) и электрические.

Огневые нагреватели, в свою очередь, делятся на диффузионные (топливо и окислитель подаются в камеру сгорания раздельно) и смесительные (горючая смесь поступает в камеру сгорания в подготовленном виде). Способ создания фронта горения с помощью электрических нагревателей наиболее распространен. Он довольно прост и удобен. Электронагреватели, используемые для этой цели, эксплуатируются продолжительное время на забое скважин при температуре более 700°С. Мощность их колеблется в пределах 10-74 кВт. Для обеспечения лучшей теплопередачи промежуток между электронагревателем и стенками скважины (и трещины вокруг зажигательной скважины) предлагается заполнить материалом с хорошей теплопроводностью, например металлическими частицами. Если возникают трудности в инициировании горения из-за закупорки пор пласта тяжелой нефтью, предлагается периодически выключать нагреватель, продолжая нагнетание окислителя. Результаты промысловых опытов показывают, что проницаемость нефтеносного пласта после ряда таких операций повышается. Операции повторяют до тех пор, пока горение будет поддерживаться только за счет окислителя.

...