Тепловые методы

1.Тепловые методы извлечения высоковязких нефтей

Относительно большая доля известных запасов нефти во всем мире характеризуется высокой вязкостью нефти. Высокая вязкость нефти – олин нз основных факторов, определяющих ее ма­лую подвижность в пористой среде и неудовлетворительную эффективность извлечения.   Вязкость   нефти   сильно   зависит  от температуры,  которая   в естественных условиях не всегда достаточно высока в пласте. Как показывают исследования и опыт  разработки, для   эффективного  извлечении нефти вязкостью более 25–50 мПа.с требуется тепловое воздействие на пласты с целью снижения се вязкости. При нагревании нефти от 20–25oC до 100–1204oC: вязкость ее может снижаться с 500–1000 до 5–20 мПа.с. На практике применяются различные методы искусственного теплового воздействия на пласты, содержащие высоковязкие нефти, внутрипластовое горение (сухое и влажное), вытеснение нефти паром, горячей водой и пароциклнческие обработки скважин.

1.1.           Внутрипластовое горение

1.1.1.     Механизм процесса

Метод извлечения нефти с помощью внутритиастового горения был предложен в начале 30–х годов советскими учеными А.Б. Шейнманом и К.К. Дуброва. Процесс основан на способности углеводородов (нефти) в пласте вступать с кислородом воздуха в окислительную реакцию, сопро­вождающуюся выделением больших количеств теплоты. Он отличается от горения на поверхности. Генерирование теплоты не­посредственно в пласте основное преимущество данного метода.

Процесс горения нефти в пласте начинается вблизи забоя нагнетателыной скважины обычно нагревом и нагнетанием воздуха.

Теплоту, которую необходимо подводить в пласт для начала горении, получают при помощи забойного электронагревателя, газовой горелки или различных реакций.

После создания очага горения у забоя скважин непрерывное нагнетание воздуха в пласт и отвод от очага (фронта) продуктов горения (N2, СО2 и др.) обеспечивают поддержание процесса внутилластового горения и перемещение по пласту фронта вытеснения нефти.

В качестве топлива для горения расходуется часть нефти, остающаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой, испарившимися фракциями нефти впереди фронта горения и претерпевающая изменения вследствие дистилляции, крекинга и других сложных физико-химических процессов. В результате сгорают наиболее тяжелые фракции нефти. В зависимости от геолого–физических условий пласта расход сгорающего топлива может составлять 10–40 кг на 1 м3 пласта, или 6–25 % первоначального содержания нефти в пласте. Теоретическими и промысловыми исследованиями установлено, что с увеличением плотности и вязкости нефти расход сгорающего топлива увеличивается, а с увеличением проницаемости уменьшается.

В случае обычного сухого внутри пластового горения, осуществленного нагнетанием в пласт только воздуха, вследствие его низкой теплоемкости по сравнению с породой пласта происхо­дит отставание фронта нагревания породы от перемещающегося фронта горения. В результате этого основная доля генерируемой в пласте теплоты (до 80% и более) остается позади фронта горения, практически не используется и в значительной мере рас­сеивается в окружающие породы. Эта теплота оказывает некоторое положительное влияние на процесс последующего вытеснения нефти водой из не охваченных горением снежных частей пласта. Очевидно, однако, что использование основной массы теплоты в области впереди фронта горения, т.е. приближение генериро­ванной в пласте теплоты к фронту вытеснения нефти, существенно повышает эффективность процесса.

Перемещение теплоты из задней области в переднюю относи­тельно фронта горения возможно за счет улучшения теплопереноса в пласте добавлением к нагнетаемому воздуху агента с более высокой теплоемкостью, например воды. В последние годы в мировой практике все большее применение получаст метод влаж­ного горения.

Процесс влажного внутрипластового горення заключается в том, что в пласт вместе с воздухом закачивается в определенных количествах вода, которая, соприкасаясь с нагретой движу­щимся фронтом горения породой, испаряется. Увлекаемый пото­ком газа пар переносит теплоту в область впереди фронта горе­ния, где вследствие этого развиваются обширные зоны прогрева, выраженные в основном зонами насыщенного пара и сконденсированной горячей воды.

Внутрипластовое парогенерирование – одна из важнейших особенностей влажного горения, в значительной мере определяю­щая механизм процесса вытеснения нефти из пластов. Диапазон соотношений закачиваемых в пласт объемов воды и воздуха лежит примерно в пределах от 1 до 5 м3 воды на 1000 м3 воздуха, т.е. водовоздушное отношение должно составлять порядка (1–5).10-3 м3/м3. Конкретные значения водовоздушного отношения определяются многими геолого–физическими и технологическими условиями осуществления процесса.

Повышение водовоздушного отношения до некоторого предела приводит к прекращению окислительных процессов нефти в пласте, но при меньших значениях снижает температуру, расход топ­лива и расширяет фронт горения. Занижение водовоздушного отношения приводит к сужению фронта, повышению температуры горе­ния и снижению эффективности теплового воздействия на пласт и извлечении нефти. Процесс влажного трения целесообразно проводить с максимально возможными значениями водовоздушного отношения.

По мере перемещения фронта горения в плаете формируется несколько характерных, отчетливо выделяющихся температурных зон. Наиболее высокой температурой характеризуется фронт горения (зона III). В лабораторных условиях диапазон изменения температуры фронта горення составлял 350- 1000°С. Ее величина зависит от свойств нефтей, тепловых характеристик пласта н окружающих пород. Кроме того, применительно к сухому горению она возрастает с увеличением плотности потока воздуха, доли кислорода в воздухе и давления в модели пласта. Для влажного горения установлено, что увеличение во до воздушного отношения приводит к снижению температуры фронта горения. На температуру фронта горения влияет также тип коллектора. Температура фронта горения в карбонатных пластах выше, чем в песчаных.

В зоне горения все жидкости испаряются, за исключением тяжелых фракций нефти, отлагающихся на поверхности зерен породы в виде коксовндного остатка, служащего топливом для внутри пластового горення. Позади фронта горения остается выжженный пласт. Однако при высоких значениях водовоздушною отношения может находиться остаток несгореншего топлива.

В зоне II, непосредственно примыкающей к фронту горения, имеется фильтрация воздуха и испарившейся воды.

В зоне I температура уменьшается до температуры нагнетаемых рабочих агентов. В этой зоне происходит фильтрации воздуха и воды.

К зоне горения III примыкает зона перегретого пара IV, характеризуется резким падением температуры и ис­парением воды, содержащейся в пласте.

Перед зоной перегретого пара образуется зона насыщенного парь V, называемая стабилизированной зоной или паровым плато, С температурой, претерпевающей незначительные изменения В этой зоне происходят трехфазная фильтрация и дистилляция нефти. Размер зоны увеличивается по мере продвижения фронта горення.

Зона VI является переходной зоной с трехфазной фильтрацией нефти, воды и газа, конденсацией пара в воду и образованием оторочки горячей воды. Впереди зоны горячей воды и легких углеводородов температура в пласте равна начальной, но еще выделяются три зоны, отличающиеся друг от друга насыщенностью пористой среды жидкостями и газом.

Зона VII – так называемый водяной вал.

Зона VIII характеризуется повышенной нефтенасыщенностью (нефтяной вал).

В зоне IX фильтрация нефти, воды и газа определяется начальным распределением их насищснностсй.

Во всех зонах наличие газа (продуктов горения) оказывает влияние на механизм вытеснения нефти. Газы могут содержать большое количество СО2.

1.1.2.     Системы и технология разработки

При осуществлении влажного горення впереди фронта горения образуется обширная зона прогрева пласта и жидкостей. Размер се имеет тот же порядок, что и размер выжженной зоны, н достигает 100–150 м и более. Это указывает на возможность применения метода влажного горення при сравнительно редких сетках размещения скважин (до 16–20 га/скв) без доведения фронта горения до добывающих скважин, в результате чего сокращается суммарный расход воздуха на добычу нефти. Регулированием развития зоны прогрева пласта впереди фронта горения можно сэкономить расход воздуха в 1,5–2 раза. Дополнительную экономию расхода воздуха на добычу нефти можно получить за счет перемещения по пласту созданной тепловой оторочки нагнетанием в пласт обыч­ной воды. В целом же можно считать, что при влажном горении расход воздуха на добычу нефти в 2–3 раза меньше, чем при сухом горении. Но для нагнетания воды могут понадобиться до­полнительные скважины. Удельный расход воздуха на добычу нефти при сухом внутрипластовом горении, согласно различным промысловым испытаниям, может изменяться от 2000 до 3500 м3/м3 а при влажном горении – от 1000 до 2000м3/м3.Технология внутрипластового горения должна предусматри­вать постоянно возрастающий объем нагнетания воздуха в соответствии с расширением фронта горения по мере его удаления от нагнетательных скважин. Давление нагнетания воздуха на устье нагнетательной скважины обычно в 1,5–2 раза выше пластовою давления.

Максимально возможное сокращение расхода воздуха на добычу нефти при влажном горении является основной целью и условием расширении применении этою метола на практике, что возможно только при осуществлении оптимальной технологии процесса.

1.1.3.     Реализуемые проекты и эффективность метода

В настоящее время в различных странах осуществляется более 50 проектов внутри пластового горения. В большинстве из них при­меняется только та или иная комбинация внутрипластового горения с заводнением. Наиболее ранние проекты реализуются в США и Румынии. Добыча нефти за счет применения внутрипластового горения в США превышает 600 тыс. т/год. а в Румынии – 430 тыс. т/год.

В табл. 42 приведены геолого–физические параметры промысловых объектов, на которых осуществлялись испытания влажного горения. В табл. 43 приведены основные технологические результаты этих испытаний. Наибольший интерес из них представляют опыты, проведенные на месторождениях со значительной глубиной залегания продуктивных пластов и малой вязкостью нефти.

Месторождение легкой нефти Слосс было открыто в 1954 г. Его начальные геологические запасы нефтн составляли 6млн.м3. Оно было разбурено к 1968 г. с плотностью 16 га/скв. Через 2,5 года после начала разработки была достигнута максимальная добыча нефтн – 1530 м3/сут. Месторождение разрабатывалось вначале на упругом режиме, а затем на режиме растворенного газа, н к середине 1958 г. текущая нефтеотдача достигла 11 % от начальных запасов нефтн. В это время было начато заводнение месторождения, в результате которого среднесуточная добыча нефтн увеличилась на 400 м3/сут. К середине 1963 г. вся залежь была обводнена. В по время и начались испытания влажного горення на одном из участков месторождения.

Общие результаты заводнения и достигнутая при этом нефтеотдача не приводятся, однако указывается, что к началу приме­нения влажного горения остаточная нефтенасыщенность пласта оценивалась величиной порядка 30 % (± 10%).

Четыре добывающие скважины располагались примерно в 320 м от нагнетательной. Скважины эксплуатировались до чистой воды и перед началом опытных работ простаивали уже в те­чение 2–3 лет.

Горение было начато в мае 1963 г., после чего в течение 34 сут в пласт закачивался один воздух с расходом 28 тыс. м3/сут. В июне 1963 г. процесс был переведен на режим влажного горе­ния. Закачка водовоздушной смеси в нагнетательную скважину продолжалась до октября 1965 г. затем из-за резкого снижения приемистости нагнетание рабочих агентов разделили: воздух закачивали в оценочную скважину, расположенную в 45 м от нагнетательной, а воду – в нагнетательную. Средний водовоздушный фактор составлял 7,5.10-3 м3/м3. Темп нагнетания воздуха также был высоким – более 40 тыс. м3/сут. Давление нагнетания составляло 23 МПа.

Добыча нефтн за счет влажною горения составила 13,4 тыс.м3, а средний дебит нефти реагирующих скважин – 13,5 м3/сут. Сум­марная закачка воздуха равна 40,7 млн. м3.

Согласно анализу кернов из скважин, расположенных на расстоянии 45 и 90 м от нагнетательной, был сделан вывод, что фронт горения продвинулся на расстояние порядка 90 м, а сред­ний охват пласта горением по толщине составляет 80%. Удельное количество сгорающей нефти равно примерно 15 кг/м3 пласта (13 – 15% от начальной насыщенности).

К концу 1965г. коэффициент извлечения нефти на опытном участке достиг 43% от запасов нефти к началу осуществления процесса. Было принято решение о расширении программы применения влажного горения на месторождении Слосс. Эта программа реализована на площади 388,5 га и была самой крупной из известных программ третичных методов добычи нефтн. Как и на опыт­ном участке, система размещения скважин была площадной пятнточечной. Всего было десять элементов, плотность размещения скважин на большинстве из них составляла 32 га/скв. Два элемента из упомянутых были объединены. Программа испытаний включала 9 нагнетательных и 27 добывающих скважин. Средний темп нагнетания воздуха составлял 250 тыс. м3/сут, или 28 тыс. м3/сут в расчете на одну нагнетательную скважину. После создания фронта горения его постепенно увеличивали в течение месяца. В дальнейшем в прнзабонной зоне сильно повышалось сопротивление и скважины практически не принимали воду. Поэтому сравнительно длительный период (примерно 8 мес.) в пласт закачивали только воздух.

Нагнетание воды было начато в ноябре 1967 г. Накопленный водовоздушный фактор за 4,5 года составил 4,4.10-3 м3/м3. Всего в пласт в период осуществления влажного горения было закачано 1,72 млн. м3 воды. Затем 2,5 года осуществлялось обычное заводнение.

Перед началом опытных работ нефть давали только шесть скважин с суммарным дебитом 51, 7 м3/сут. Все остальные скважины были обводнены и закрыты. По оценкам, за счет продолже­ния заводнения можно было бы получить максимум 19,1 тыс. м3 нефти.

Максимальный отбор нефти был достигнут на стадии осуществления влажного горения в 1968 г. и составил 87,5 м3/сут.

За период осуществления процесса горения (4,5 года) из залежи было добыто 102,8 тыс. м3 нефти. С учетом добычи нефтн из опытного участка к началу реализации расширенной про­граммы общий отбор нефти составил 116,2 тыс. м3 нефтн. В расчете на эту добычу воздухонефтяной фактор составил 3700 м3/м3. В результате применения влажного горення с учетом добычи при заводнении из залежи было извлечено 179,7 тыс. м3 нефти, т. е. 19,1 % от остаточных после заводнения запасов нефти. Накопленный воздухонефтяной фактор составил 2390 м3/м3.

Объемный коэффициент охвата пласта горением был значи­тельно ниже 50% из-за трудностей регулирования процесса при площаДной системе размещения скважин. В то же время наблю­далось перемещение высокотемпературных зон на значительные расстояния (до 360 м).