Тепловые методы

В целом результаты работ на месторождении Слосс дают весьма важный обнадеживающий материал о возможности эффективного применения влажного горения для доразработкн месторождения маловязкнх нефтей после их частичного заводнения.

Интересные результаты были получены и на месторождении Суплаку де-Барку (Румыния). Здесь на пятиточечном элементе с плотностью размещения скважин 0,5 га/скв в 1966 г. был на­чат процесс сухого внутрипластового горения. При этом дсбиты отдельных скважин увеличивались от 2 – 5 до 90 – 100 м3/сут. В 1967 – 1971 гг. горение осуществлялось на восьми новых участках площадью около 4 га каждый.

Средний удельный расход воздуха при осуществлении сухого горения на первоочередной опытном участке составлял около 2200 м3/т. Начатая в нюне 1973 г. Закачка воды наряду с возду­хом, позволила уже к октябрю 1973 г. уменьшить удельный рас­ход воздуха до 1700 м3/т. Нефтеотдача за фронтом горении со­ставляла 45 – 50% от запасов.

В 1971 г. испытания влажного горения были начаты на месторождении Белл ее ью (США). Опытный участок площадью 4 га представлял собой четыре семиточечных элемента. За период раз­работки с 1921 до марта 1971 г., несмотря на применение различ­ных методов интенсификации добычи, нефтеотдача по опытному участку составляла всего лишь 5%. За два первых года испыта­ний в пласт было закачано 118,9 млн. м3 воздуха и 72 тыс. м3 воды. Накопленная добыча нефти за этот период достигла 40,4 тыс. т, что составляло 13, 65 % от запасов нефти на начало процесса. Воздухонефтяной фактор составил 2768 м3/м3.

В России первый промысловый опыт применения влаж­ного горения был начат на залежи, содержащей нефть повышен­ной вязкости, где, как известно, тепловые методы воздействия дают наибольший эффект. В качестве объекта для испытаний влажного горения была выбрана залежь горизонта ПКв площади Хоросаны месторождения Балаханы – Сабунчи – Романы. Опыт­ный участок расположен в северо–западной части площади Хоросаны. Его геолого-промысловая характеристика приведена ниже.

Разработка залежи горизонта ПКа в районе опытного участи была начата в 1930 г. на режиме растворенного газа с переходо в дальнейшем на гравитационный режим с весьма невысоким темпами отбора нефтн, составляющими в среднем около 0,3 % в год от начальных балансовых запасов нефти.

К началу опытных работ участок эксплуатировался 16 добывающими скважинами, расположенными тремя рядами вокруг нагнетательной скважины ил расстоянии соответственно 60, 130 и 180 м с дебитамн 0,3–1,4 т/сут.

Промысловые испытания были начаты в апреле 1973 г. и осуществлялись в два этапа. На первом в пласте был создан фронт горення, который в течение 1973 г. поддерживался нагнетанием в пласт только воздуха, т. е. осуществлялся процесс сухого горения. В конце декабря 1973 г. была начата пробная, а с марта 1974 г. –  регулярная закачка воды вместе с воздухом.

Пластовое давление в районе первою ряда добывающих скважин увеличилось от 0,58 до 2–2,5 МПа, что позволило перевести реагирующие скважины на фонтанирование. Добыча нефтн из добывающих скважин опытною участка воз­росла от 13,4 до 20 т/сут. Воздухонефтяной фактор изменялся от 1500 до 2360 м3/т при среднем значении 1840 м3/т.

Нагнетание вместе с воздухом воды повысило текущую добычу нефти до 30 т/сут, которая более чем в 2,5 раза выше исходной добычи. При этом дебиты нефти отдельных скважин возросли в 10–15 раз, а темп отбора нефти возрос от 0,17 до 2 % в год от начальных балансовых запасов нефти. Текущая нефтеотдача за период промысловых испытаний увеличилась от 11,4 до 25%.При реализации влажного горення текущее водовоздушное отношение изменялось от 0,0005 до 0,025 м3/м3. Накопленное водовоздушное отношение составляет 0,0018 м3/м3. Всего в пласт за период промысловых испытаний закачано 41,6 млн. м3 воздуха и 73,6 тыс. м3 воды. Переход к реализации влажного горения позволил в 2,5 раза уменьшить по сравнению с сухим горением воздухонефтяной фактор, который снизился до 700–1000 м3/т.

Анализ керна из оценочной скважины, пробуренной в выжженную зону, показал, что распространение фронта горения определяется слоистой неоднородностью пласта. Было установлено, что собственно процессом горення охвачено 32,2% от общей эффективной толщины пласта. Охват пласта тепловым воздействием за счет послойного перемещения фронта горения составляет 84% от общей эффективной толщины пласта. Коэффициент вытеснения нефти в выжженных прослоях с учетом ее затрат на осуществление процесса составляет 80,5%, а в прослоях, примыкающих к ним, –57,3%.

За счет теплового воздействия в значительной мере умень­шается негативное влияние слоистой неоднородности пласта на его нефтеотдачу.

В 1978 г. было завершено создание основного элемента рядной системы – линейного теплового фронта. Объем нагнетания воздуха в эти скважины составлял окало 10 тыс. м3/сут, а воды – 10 м3/сут.

С 1981 г. осуществляется крупный промышленный опыт внутрипластового влажного горения на месторождении Каражанбас. Нагнетание осуществлялось вначале через три скважины, а затем через 35. Объем нагнетаемого в пласт воздуха превышает 80 млн. м3/год, а добыча нефти за счет метода – 100 тыс. т/год. Эффективность процесса на месторождении установлена по технологическим показателям.

1.1.4.     Недостатки, ограничения, проблемы

Метод внутрипластового горения сопряжен с большими недостатками. Из–за высокой температуры выходящих газов возникает необходимость решения сложных технических проблем по охране окружающей среды, утилизации продуктов горения, обеспечению безопасного ведения работ, предотвращению выноса песка из скважин, образованию песчаных пробок, водонефтяных стойких эмульсий, коррозии оборудования, возможности проявления гравитационных эффектов, снижающих охват пласта тепловым воздействием, и др.

Для реализации внутрипластового влажного горения в малопроинцаемых пластах требуется бурение нагнетательных скважин–дублеров для раздельного нагнетания воздуха и воды, так как при совместной их закачке резко снижается приемистость (в 4–10 раз).

Метод внутрипластового горения – один из наиболее сложных по своему механизму, условиям реализации, моделированию и про­гнозу возможной эффективности.

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

Будущее метода. Масштабы применения в будущем будут сдерживаться в основном сложностью его технической реализации, а также техническими трудностями обеспечения безопасности и управления охвата пласта процессом.

Эффективность и управляемость метода внутрипластового горения можно существенно повысить, добавляя к нагнетаемой водо–воздушной смеси определенные агенты, катализаторы, добавочное топливо (жидкое или газообразное), изменяя режим и системы нагнетания рабочих агентов (воды и воздуха) в пласт (циклическое воздействие) с целью сокращения удельного расхода воздуха и повышения теплового воздействия на пласт.

При повышенных подовоздушных отношениях метод влажного горения переходит в другие модификации внутрипластового горения с заводнением. Фронт горения может прекратить существова­ние, а закачиваемый кислород воздуха будет поступать в зону насыщенного пара, вступать в экзотермические реакции с нефтью и поддерживать так называемое сверхвлажное горение.

При сверхвлажном горении достигаются существенная интенсификация теплового воздействия на пласт, а также значительное сокращение затрат воздуха на добычу нефти. Для поддержания сверхвлажного горення требуются небольшие затраты топлива (5–10 кг на 1 м3 пласта), что имеет важное значение для пластов, содержащих маловязкую нефть.

Периодическое изменение режимов нагнетания рабочих агентов в пласт, т. е. периодическое изменение водовоздушного отно­шения, дает возможность качественно изменять характер перемещения по пласту фронта горення. При такой технологии процесс вытеснения можно существенно интенсифицировать за счет продуктов дистилляции нефти и ее низкотемпературного окисления.

Применение внутрипластового горения в карбонатных коллекторах сопряжено с трансформацией этого метода в метод вытеснения нефтн СО2, образующимся при диссоциации карбонатов, или с существенным использованием этого продукта для извлечения нефти.

Важным направлением совершенствования технологии внутрипластового горения представляется также его сочетание с другими методами увеличения нефтеотдачи пластов. Поэтому в будущем метод внутрипластового горення будет развиваться в этих направлениях.

1.2.           Вытеснение нефти паром

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

1.2.1.     Механизм процесса

В этом процессе пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкостью нефтн 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 оС, 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. 85).

              1. Зона пара вокруг нагнетательной скважины с температурой, изменяющейся от температуры пара до температуры начала конденсации (400—200 СС), в которой происходят экстракция из нефти легких фракций (дистилляция нефти) и перенос (вытеснение) их паром но 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 нензотсрынческих условиях вытесняет легкие фракции и нефть.

              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 н пар прорываются в скважины и извлекаются с нефтью на поверхность. После этого продолжение процесса нагнетания пара практически нецелесообразно.

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

Основную долю эффекта вытеснения нефти (40 – 50 %) обеспечивает снижение вязкости нефти, затем – дистилляция нефти и изменение подвижностей (по 18 – 20 %) и в меньшей мере – расширение нефти и смачиваемость пласта.

1.2.2. 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.

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 нефтн 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 н 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-промышлениые работы но закачке пара в пласты начали широко осуществляться с 60–х годов в Краснодарском крае, на Украине и др.

Вытеснение нефти тепловой оторочкой, переметаемой 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-физнческих свойств для залежей нефти в песчаниках, ранее разрабатываемых на естественных режимах истощения (месторождения Оха, Ярегское, Кенкиякское и др.) (рис. 86). Метод вытеснения нефти паром В карбонатных коллекторах испытан незначительно.

В настоящее время метод испытывается в промышленных условиях на 12 месторождения (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 заканчивается 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.