Опыт на промышленные работы по термическим методам воздействия на зарубежных объектах

В зоне 3 происходит испарение воды, содержащейся в пласте в свободном и связанном состоянии. При испарении воды с температурой в зоне 150-200°С происходит процесс перегонки нефти в потоке горячих паров воды и газов. Поток способствует испарению при этой температуре более тяжелых фракций нефти, чем при обычном кипении. Этими процессами определяется многофазность зоны испарения, где одновременно присутствуют пар, газы, вода и легкие углеводороды.

В начале зоны 4 происходит конденсация паров воды и углеводородных газов, образованных в зоне 3. Конденсирующаяся влага образует зону повышенной водонасыщенности. Кроме того, из сконденсировавшихся паров воды может возникнуть оторочка горячей воды (вал горячей воды), которая вместе с газообразными продуктами вытесняет нефть из пласта. Впереди оторочки (вала) горячей воды, за счет конденсации газообразных углеводородов, образуется нефтяной вал (зоны 5,6), который вытесняет первичную нефть в направлении фильтрации жидкостей (рис.4).

При прямоточном горении ввиду малой теплоемкости закачиваемого окислителя, основная доля выделившегося тепла остается позади фронта горения и не участвует в процессе вытеснения нефти. Как видно из схемы распределения температуры в пласте в процессе горения (рис.4а), впереди фронта горения температура пласта довольно резко снижается, вплоть до пластовой температуры, так как переброшенное потоками газа тепло расходуется на нагревание породы и содержащейся в ней нефти. А позади фронта, наоборот, из-за рассеивания тепла в окружающие пласт породы наблюдается плавное ее снижение. Поэтому размер прогретой области впереди фронта существенно меньше, чем позади фронта.

Итак, суммарный результат воздействия движущегося очага горения на пласт складывается из многочисленных эффектов, способствующих увеличению нефтеотдачи: образуются легкие углеводороды, конденсирующиеся в ненагретой зоне пласта впереди фронта горения и уменьшающие вязкость нефти; конденсирующаяся влага образует зону повышенной водонасыщенности (вал горячей воды); происходит термическое расширение жидкостей и породы, увеличивается проницаемость и пористость за счет растворения цементирующих материалов; углекислый газ, образующийся при горении, растворяется в воде и в нефти, повышая их подвижность; тяжелые осадки нефти подвергаются пиролизу и крекингу, что увеличивает выход углеводородов из пласта.

В ходе теоретических и промысловых исследований установлено, что с увеличением плотности и вязкости нефти расход сгорающего топлива увеличивается, с увеличением проницаемости пород – уменьшается. В зависимости от геолого-физических условий пласта расход сгорающего топлива может составить 10-40 кг на 1 м3 пласта, или 6-25% первоначального содержания нефти в пласте. Проницаемость пористой среды незначительно влияет на механизм горения, хотя требует повышенного давления нагнетания и увеличивает сроки реализации процесса.

Коэффициент использования кислорода – важный показатель эффективности процесса ВГ. Его снижение при прочих равных условиях приводит к увеличению относительного расхода воздуха. По промысловым данным он колеблется в пределах 0,5-0,98.

К сказанному добавим, что поскольку при ВГ тепловая энергия образуется непосредственно в пласте, исключаются тепловые потери по стволу скважин, которые имеют место при закачке теплоносителей. Кроме этого, при внутрипластовом горении зона внутрипластового генерирования тепла перемещается по направлению к добывающим скважинам, поэтому снижаются тепловые потери в окружающие породы через кровлю и подошвы пласта.

Недостатки метода:

1. Ограничение глубиной – до 1500 м.

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

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

 

 

3.КОМБИНИРОВАННЫЕ МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

 

3.1 Термоакустическая обработка

 

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

 

3.2 Метод термогазохимического воздействия

 

Термогазохимический способ воздействия на призабойную зону успешно испытан в разведочных скважинах. Сущность его заключается в том, что в скважину спускают аппарат (АДС), содержащий медленно сгорающие пороха специального состава. Применение АДС для термогазохимической обработки пласт допустимо в условиях заполнения скважины глинистыми растворами, а также нефтью и растворами на нефтяной основе. При этом на забое развивается высокая температура и большое давление. В продуктах сгорания содержатся углекислый газ и соляная кислота; СО2 способствует уменьшению вязкости нефти и увеличению ее объема. Под влиянием динамической нагрузки в породе создаются дополнительные трещины. При движении по трещинам и порам пороховые газы, содержащие CO2, CO, N2, HCE с начальной температурой газа 25000 С способствуют расплавлению парафиновых и асфальто-смолистых отложений, растворяют частично карбонаты, уменьшают поверхностное натяжение нефти на границе с водой, уменьшают вязкость пластовых жидкостей. Внедряется в практику новый химический прогреватель пластов, действие которого основано на процессе горения заряда из медленно горящего состава (железо-алюминиваемого термита бария и эпоксидной смолы). Время действия заряда в зависимости от его длины продолжается от 1 до 3 ч.

 
        4.Зарубежный опыт применения тепловых МУН

 

Приоритетность тепловых методов с точки зрения масштабов внедрения (количество проектов) и добычи нефти, прослеживается с самого начала появления официальных статистических данных о внедрении МУН и объясняется невозможностью ввода в разработку месторождений высоковязких нефтей с использованием других методов воздействия. Высоковязкие нефти открыты на 267 месторождениях мира. Эти месторождения и будут определять перспективу развития термических методов добычи нефти.

Больше всего за счет тепловых методов в 2000 г. добыто в странах ОПЕК (около 29 млн. т), около 12 млн. т в Венесуэле и 16 млн. т в Индонезии. Необходимо отметить, что именно в Индонезии на месторождении Дьюри с середины 80-х годов компания PT Caltex реализует самый крупный в мире проект по закачке пара с добычей 16 млн. т нефти в год.

В США тепловые методы традиционно играют приоритетную роль, что объясняется наличием огромных запасов тяжелых нефтей в Калифорнии, однако в последнее время все большее внимание здесь начинают уделять газовым методам. Основная добыча — за счет закачки в пласт теплоносителя.

В Канаде в основном реализуются парообработки призабойной зоны скважин. Однако в отличие от США и других стран здесь также широко испытываются и новейшие технологии (закачка в пласт кислорода для внутрипластового горения, комбинированные технологии).

Интенсивность применения тепловых методов в Европе в последние годы заметно снизилась.

В настоящее время созданы и ведутся работы по созданию принципиально новых технологий, позволяющих охватить практически все потенциальные ресурсы высоковязких нефтей. К ним относятся следующие технологии:

• парогазоциклического воздействия на пласт, дающая возможность выходить с процессами теплового воздействия на большие глубины;
• пароциклических обработок скважин;
• разработки карбонатных коллекторов в пластах небольшой толщины, содержащих высоковязкие нефти;
• комплексного освоения месторождений высоковязких нефтей тепловыми методами с извлечением ценных компонентов, содержащихся в нефтях и вмещающих их породах.

Эффективность тепловых методов в значительной степени определяется техническим совершенством оборудования. Несмотря на широкое распространение паротепловых методов добычи нефти, в мировой практике имеют место неудачные проекты. Как показывает анализ причин неэффективности тепловых обработок, достаточно часто эти неудачи объясняются малой информативностью в процессе нагнетания пара.

При оценке возможных перспектив развития тепловых методов в России необходимо учитывать их высокую капиталоемкость, обусловленную большой стоимостью специального оборудования и необходимостью использования достаточно плотных сеток скважин, что малоэффективно при больших глубинах залегания пластов. Тем не менее, тепловым методам нефтеизвлечения высоковязких нефтей и природных битумов практически нет альтернативы.

5.ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

Повышение нефтеотдачи на разрабатываемых месторождениях равносильно открытию новых месторождений, поэтому данная проблема актуальна для всех нефтедобывающих стран мира.

Несомненно, что из всех новых методов повышения нефтеотдачи пластов наиболее подготовленными в технологическом и техническом отношении являются термические, позволяющие добывать нефть вязкостью до 100 МПа с увеличением при этом конечной нефтеотдачи до 30 - 50%. В частности, метод паротеплового воздействия наиболее распространен как на промыслах стран СНГ, так и за рубежом.

Основные факторы, определяющие рост объема добычи нефти за счет термических методов, это наличие:

- ресурсов высоковязкой нефти;

- высокоэффективных технологий  воздействия на залежи нефти;

- теплоэнергетического оборудования;

- термостойкого внутрискважинного  и устьевого оборудования;

- возможности эффективного контроля  за процессами их регулирования.

Широкое развитие термических методов добычи нефти связано с решением комплекса сложных научных и технических проблем. Среди них особое место занимают вопросы изучения механизма нефтеотдачи пластов применительно к различным геолого-физическим условиям, возможности эффективного использования особенностей строения конкретных объектов, а также сочетание тепловых и других методов повышения нефтеотдачи пластов, способствующих совершенствованию технологических процессов с доведением коэффициента нефтеодачи до 50-60%.

Нефтенасыщенные пласты - коллекторы среднеюрской залежи с глубиной залегания до 370 м и мощностью 50 - 60 м представлены песками и глинами с редкими прослоями алевролитов. Размер частиц от 0,01 до 0,25 мм; состав: кварц (80 - 90%), полевые шпаты (5 - 10%), смолы (2 - 5%); средняя пористость 32%; проницаемость 0,15 - 0,47 мкм; средняя остаточная нефтенасыщенность 0,28 доли единиц.

Коэффициент теплопроводности составляет 0,881 Вт/м·К, что является благоприятной предпосылкой успешного теплового воздействия. Нефть высокоплотная - 0,897 г/см3 в пластовых условиях и 0,916 г/см3 разгазированная; вязкая - 137 - 532 МПас; с незначительным газосодержанием - 4,6 м3/т; объемным коэффициентом - 1,02; давлением насыщения нефти газом - 1,14 МПа; низким содержанием смол (8 - 9,8%), асфальтенов (0,3 - 0,4%), парафина (0,4 - 0,7%), температурой застывания (от 36 до 52°С); температурой начала перегонки (250°С) и высоким содержанием серы (0,56 - 0,68%). Вязкость и плотность нефти увеличиваются к контуру залежи, тогда как при температуре выше 80°С вязкость нефти ниже 10 МПа, что является благоприятным фактором.

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

 

1. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: Недра.1988. под ред. Гиматудинова Ш.К.
2. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. Учебное пособие для вузов. –М.:ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2003.– 816с.
3. Гиматудинов Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатаций нефтяных месторождений. М: Недра, 1983г.
4. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. Учебник для вузов. – М.: ОАО Издательство «Недра». 1986г.
5. Айткулов А.У. Основы подземной гидромеханики и разработки нефтяных месторождений. Под. Редакцией Т.К. Ахмеджанова, Алматы, 2003.
6. Баренблатт Г.И.. Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. – М.: Недра, 1984. 298 с
7. Андреев В.В., Уразаков К.Р. Справочник по добыче нефти. М: ООО «Недра Бизнесцентр», 2000 г.
8. Газизов А.Ш., Газизов А.А. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения

9.Технология  и техника методов повышения  нефтеотдачи.- г.Томск, Томский политехнический  университет, 2003г.

10.Г.Ф. Ильина, Л.К.Алтунина Методы и технологии  повышения нефтеотдачи для коллекторов  Западной Сибири. – г.Томск, Издательство  ТПУ, 2006г.

11. http://www.petros.ru/rus/news/?action=show&id=276#3.1

12. http://www.eemkzn.ru/nefteotdacha/

13. http://www.neftepro.ru/publ/25-1-0-57

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Казань 2015