Электромагнитный низкочастотный прогрев пласта

Исследования в этом направлении начались в конце 70-х годов в США, применительно к извлечению нефтяных сланцев в штате Юта. Одновременно была разработана технология для воздействия на призабойную зону пласта с помощью радиочастотного прогрева (RF-процесс) [63]. В 1983 году была подана заявка, патент получен в 1985 году. Технология запатентована в США, Канаде, Латинской Америке, Западной Европе и других странах.

Этот процесс имеет следующие преимущества:

· отсутствуют ограничения по глубине коллектора;

· широкий предел применения по вязкости нефти - от сверхтяжелых нефтей до легких нефтей с высоким содержанием парафинов, асфальтенов и смол;

· может успешно применяться в экспериментальных климатических условиях, в местах, где нет инфраструктуры, дефицит водных ресурсов;

· экологическая чистота;

· может применяться в широком диапазоне изменения геологических характеристик: в карбонатных и песчаных слабосцементированных пластах, многопластовых залежах с небольшими толщинами, высокопроницаемых и низкопористых коллекторах, в залежах с тектоническими нарушениями, трещиноватых пластах с высоким содержанием глин и т.д;

· может применяться на морских месторождениях.

Метод уже испытан на ряде месторождений в США, Канаде и Латинской Америке.

Электропрогрев пласта

Деятельность многих компаний в последние годы направлена на изыскание таких технологий теплового воздействия, которые, наряду с традиционными методами, будут включать в себя новые элементы создания в пласте высоких температур.

Отличительной чертой новой технологии, которая была широко испытана в США и в Канаде, является то, что электропрогрев пласта рассматривается не как самостоятельный метод, а как предварительная операция, предшествующая закачке в пласт теплоносителя (пара, воды, воздуха, для создания очага горения и т.д.) с целью снижения вязкости нефти.

«Метод электрического подогрева тяжелой нефти в пласте обычно применяется одновременно с закачкой соленой воды в пласт. Электроды связаны с нагнетательными скважинами таким образом, что электрический ток проходит через нефть в пласте. Ввиду большого электрического сопротивления нефти в ней происходит выделение тепловой энергии. Обычно этот метод обходится дороже других тепловых методов. По­этому электроподогрев пласта применяется в условиях, где требования к охране атмосферного воздуха от загрязнений очень строги»[65].

В 1970-х годах начали изучать электропрогрев нефтеносных песков Альберты постепенно эта технология развилась в дополнительную технологию SAGD и открыто добычи в работе [64]обсуждается технология динамичного электротеплового выпаривания (ET DSP^TM) для добычи битумов на месте естественного залегания из коллектора месторождения Атабаска, которые либо слишком глубоки для открытой разработки, либо слишком близки к поверхности для использования технологии закачки пара. Электротепловая энергия создается в нефтеносном песчанике в виде потоков электрического тока, проходящего через связанную воду. В начале все флюиды находятся в неподвижном состоянии, что при нагревании тепловой энергией способствует такому распределению давления и тепла, которое характерно для процесса электронагрева. Для эффективного извлечения нагретого битума из нефтеносного песчаника требуется понимание механизмов передачи тепла и массы, связанных с распределением давления и температуры, а также гравитационных сил. Процесс электронагрева меняется с увеличением температуры песчаника и происходит извлечение битума. Это приводит к динамичному процессу, при котором тепло, масса и электромагнитные поля сильно взаимодействуют и находятся в переходном состоянии в течение всего процесса извлечения.

История вопроса[64]

Нагрев пласта при частоте напряжения сети имеет преимущества обеспеченности энергией 60 Гц и соответствующим оборудованием, таким как трансформаторы и измерительная аппаратура. На этих низких частотах электрический ток в пласте течет посредством ионной электропроводимости через насыщенную водой часть взаимосвязанного порового пространства. Электрическая энергия преобразуется в тепловую вдоль этих траекторий. Тепло передается нефти и песку за счет теплообмена. Благодаря большой площади поверхности между водной пленкой, нефтью и песком перенос тепла происходит быстро.

Были предложены технологии, которые используют энергию низких частот для вытеснения битума из нефтеносного пласта. Эти подходы имеют обычно ограничения в способности эффективно передавать тепло равномерно в песок. Это происходит в большей степени в результате геометрии электрического тока, выделяемого электродом, в силу чего плотность электрического тока и скорость нагрева являются самыми большими локально, и вода в непосредственной близости от электродов испаряется. В этих условиях непрерывный путь воды (т.е. электрическая цепь) между электродами и нефтеносным песком прерывается. Следовательно, эти процессы требуют охлаждения в зоне электродов, что в свою очередь устраняет тепло, чтобы предотвратить испарение, но сохранить электрический контакт. В результате, энергетическая активность процесса ставится под некоторое сомнение.

Процесс ET-DSP^TM спроектирован так, что энергия не исчезает из системы, а, скорее, переходит в нефтеносный песок. Процесс также спроектирован так, что вариант электрических свойств нефтеносного песка из-за изменяющейся геологии не ограничивают общую равномерность нагрева. В итоге, технологический процесс ET-DSP^TM имеет следующие технологические особенности:

- сочетание электронагрева с теплопередачей посредством конвекции. Это достигается путем закачки обратной воды с относительно низкой скоростью (около 1 м³/сутки на электрод) в концы электродов, где удельная мощность самая большая;

- возможность контролировать напряжение и распределение фаз между отдельными электродами так, что ток может оказывать равномерное действие независимо от меняющейся литологии. Мгновенный контроль над энергией каждого электрода, так что максимальная энергия сообщается пласту, при этом исключается возможность того, что какой-нибудь один электрод присвоит себе энергию других электродов;

- закачка воды с медленной скоростью к концам электродов так, чтобы ток мог течь более равномерно со всей поверхности электрода в грунт и, таким образом, предотвратить выпаривание водной фазы необходимой для поддержания движения электрического тока в пласте;

- специальная укладка электродов в отдельной скважине, таким образом мощность нефтегазоносного пласта и сланцевые жилы не являются ограничивающим фактором;

- геометрическое расположение электродных и добывающих скважин, создающее распределение давления в пласте, что способствует максимальной нефтеотдаче и минимизации мертвых зон.

Ток от электрода конечной длины в нефтеносном песке предпочитает течь от концов электрода. Следовательно, плотность удельная мощность и, отсюда, скорость нагрева будут в этом месте наибольшими.

С увеличением температуры грунта электропроводность также увеличивается. Возросшая проводимость на концах электрода из-за увеличения температуры приводит к еще более полной отдаче тока из концов электрода.

Поскольку удельная мощность пропорциональна площади тока, в конечном результате происходит быстрый перенагрев на концах электрода, утечка электрического тока вне пласта и уменьшение входной мощности подводимой мощности к электроду. Конструкция электрода процесса ET-DSP^TM облегчает нагнетание воды к концам электрода, где конвективная теплопередача является самой эффективной.

 

Результаты и дискуссия[64]

Рисунок 3.1. показывает диаграмму прогноза добычи с использованием элемента ET-DSP^TM . До начала добычи существует 30-дневная фаза предварительного нагрева. Предварительный нагрев необходим для мобилизации битума. Затем, за предварительным нагревом следует 180-дневный период добычи с применением метода электротеплового нагрева. В течение этой фазы эксплуатации скорость нефтедобычи остается почти постоянной. Конечная фаза заключается в отключении нагрева и удалении попутных флюидов из песчаного пласта вместе с остаточным теплом. Такой подход был выбран, чтобы повысить эффективность тепловой стимуляции для повышения нефтеотдачи. Максимальная производительность с использованием элемента (две х-скважины) составляет около 8,0 м³/день, и кумулятивная нефтеотдача составляет 3,825 м³.

Распределения температуры в конце фазы предварительного нагрева (непосредственно перед началом добычи) и в конце процесса нагрева и фазы добычи(непосредственно перед отключением установок электроснабжения ET-DSP ^TMи удаления остаточного тепла из пласта) показаны на рис.3.2. и 3.3. Эти распределения температуры взяты из горизонтальной плоскости в середине элемента (110 м ниже поверхности).

После предварительного нагрева в течение 30 дней, вязкость битума в добывающих скважинах существенно уменьшается, так что битум становится мобильным(около 10 000 mPas). Добыча из добывающих скважин и закачка в электроды начинается в конце 30 дневного периода предварительного нагрева. После 210 дней эксплуатации большая часть объема элемента имеет температуру пара. Температуры около электродов наиболее холодные/низкие, т.к. именно здесь осуществляется закачка флюида для охлаждения электродов. Система ET-DSP^TM выключается после эксплуатации в течение 210 дней и добыча с целью удаления остаточного тепла продолжается в течение 155 дней. Максимальная температура в нефтеносном песке ограничена рабочим давлением. Скорость закачки в электроды спроектирована так, чтобы сбалансировать скорость добычи, поддержать давление и проконтролировать гидродинамику. Во время добычи с целью удаления остаточного тепла несколько сочетаний закачек газа или жидкости опробываются для оптимизации добычи битумов.

С использованием этих результатов, процесс ET-DSP^TM моделируется для пласта, который мог бы разрабатываться или с помощью горных работ (выемки), или с использованием подхода SAGD. Рассмотрим план разработки пласта с использованием концепции ET-DSP^TM, который мог бы эксплуатироваться с помощью одной пары скважин SAGD, длиной 500 м, находящихся на расстоянии 90 м друг от друга (рис.3.4). В следующем разделе обсуждаются результаты вычислений.

Рис.3.1.Диаграмма прогноза добычи с элемента ЕТ DSP

рис.3.2. Распределение температуры в центре горизонтальной плоскости(110м ниже поверхности) элемента после 30 дней предварительного нагрева. Вязкость в районе добывающих скважин значительно уменьшается и битумы становятся подвижными (около 10 000 мПа). Добыча из добывающих скважин и закачка в электроды начинаются в конце 30 дневного периода. Нагрев продолжается в течение последующих 180 дней.

 

рис.3.3.

распределение температуры в центре горизонтальной плоскости (110 м ниже поверхности) элемента после 210 дней эксплуатации. Большая часть объема элемента имеет температуру насыщения паром. Температуры в области насыщения электродов самые низкие, так как именно здесь осуществляется закачка флюида для охлаждения электрода. Система ET DSP отключается после 210 дней эксплуатации, затем удаление остаточного тепла продолжается 155 дней.

План разработки [64]

В предыдущем разделе обсуждалось техническое обоснование для применения электротепловой энергии для добычи битумов из битуминозного песка. Возможно увеличить масштаб симметричной модели, показанной на рис.3 до полной величины, аналогичной размеру разрабатываемого участка, по проекту SAGD его длина 500м, на нем функционируют 2 скважины, расположенные на расстоянии 90 м друг от друга. Аналог проекта SAGD показан на рис.3.4. Результаты эксплуатации приведены в таблице 3.1.

Data		единицы	величина
Коэффициент нефтеотдачи	EOR	434.05	kWh/m^3
Остаточная нефтенасыщенность	SORE	0.56	(-)
Фактор пар-нефть	RO	75.90	(%)
Коэффициент нефтеотдачи	N0	3,825	m^3per element
Суммарная добыча	N0	382,536	m^3per SAGD analog
Максимальный уровень добычи	g0p	7.95	m^3/D per element
Минимальный срок реализации проекта	g0p	1,621	m^3/D per SAGD analog
	Δt		days

 

 

Результаты эксплуатации битумного пласта в численном выражении показывают, что коэффициент нефтеотдачи может составить 75,9%. Так как это сравнимо с показателями/эксплуатацией хороших проектов SAGD, два результата говорят в пользу использования концепции ET-DSP^TM для добычи битумов. Первый - это эффективный способ применения электротепловой энергии для нагрева битума. Это определяется коэффициентом отношения энергии к нефти 434,05 kWh/v³. Если бы такое же количество энергии было бы использовано для генерации пара для скважины SAGD, то проект SAGD, имел бы эквивалент отношения «пар-нефть» с коэффициентом 0,60, т.е. в четыре раза меньше среднего коэффициента по промышленности «пар-нефть», равного 2,5, что является основным преимуществом.

Вторым большим преимуществом использования электротепловой энергии является быстрый нагрев и добыча битумов из пласта. Все битумы могут быть добыты по проекту SAGD Analog за один год эксплуатации, в то время как при подходе SAGD потребуется от 7 до 10 лет, чтобы добыть тот же объем нефти.

Механизмы, дающие преимущества использования электротепловой энергии для добычи битумов, следующие:

1. Внутренний электротепловой нагрев всего пласта увеличивает температуру гораздо быстрее других тепловых методов. Быстрое повышение температуры достигается без необходимости замещать флюиды и менять насыщение порового пространства; электротепловой нагрев действует независимо от проницаемости, следовательно, подвижность нагретых битумов в пористой среде при высокой температуре происходит при высокой насыщаемости битумов. Отсюда следует, что относительные эффекты проницаемости, связанные с более насыщенной водой зоной, не снижают общей подвижности битумов при их прохождении через пористую среду.

2. Большое количество добывающих скважин обеспечивает сравнительно большую площадь поверхности для добычи флюидов из пласта. В проекте SAGD Analog задействовано 204 добывающих скважины. Отношение(коэффициент) добывающей поверхности к м³ битуминозного песка (при условии, что функционируют 204 добывающих скважины, 40 м длиной и радиусом 10 см) составляет 2,86 см² /м³ нефтеносного песка. Это, по сравнению с 0,278 см² /м³ для одной добывающей скважины SAGD, позволяет вывести флюиды из в 10 раз большего количества интервалов продуктивного битуминозного пласта.

3. Разница давления между электродами и точками добычи остается стабильно постоянной во время всего периода эксплуатации. Наложенные градиенты давления в сочетании с силой тяжести обеспечивают движущую силу, которая вытесняет битумы из пласта в скважину гораздо более эффективно, чем с помощью одной только силы тяжести.

4. Мы заметили в нашей числовой оценке процесса, что пластовое давление увеличивается во время фазы предварительного нагрева в результате теплового расширения флюидов и песков. Увеличение объема за счет теплового расширения почти на два порядка больше, чем уменьшение объема, связанное с сжимаемостью. Это увеличение давления поддерживается внутри нагретого объема, т.к. вне нагретого объема битумы неподвижны из-за вязкости. В результате увеличения давления пластовая температура повышается и может стать выше ожидаемой при данных условиях и, следовательно, мобильность битумов будет выше.

 

Выводы

На основании этих числовых исследований предлагаются следующие выводы: [64]

Такие электротепловые процессы, как ET-DSP ^TM, обеспечивают еще одну технологией, а именно: извлечение битумов из битуминозного песка с помощью тепловой стимуляции.

Тепловая эффективность от использования электрической энергии может компенсировать более высокие затраты, связанные с высокой стоимостью электроэнергии. Согласно опубликованным данным по SAGD электротепловые процессы могут быть в 4 раза эффективнее.

Коэффициент нефтеотдачи с использованием электротеплового процесса можно сравнить с хорошим проектом SAGD.

Большое количество скважин, необходимых для осуществления электротеплового процесса, могут ограничить глубину пласта, на котором эти процессы экономичны.

Электротепловой нагрев дает преимущества, не связанные с другими тепловыми методами. Эти преимущества следующие:

а) быстрый и равномерный нагрев без необходимости закачки и замещения флюидов, что отрицательно влияет на распределение насыщения в пласте и на подвижность флюидов;

б) повышение давления и энергии пласта до начала эксплуатации с целью достижения более высоких первоначальных температур;

в) более обширная площадь, охваченная большим количеством добывающих скважин, что позволяет добыть больше битумов быстрее, чем с помощью одной скважины;

г) поддержание пластового давления во время эксплуатации, что увеличивает движущую силу, мобилизирующую битумы к выходу в скважину.

 

 

3.3. Технология «холодной» добычи тяжелых нефтей, механизм вытеснения тяжелой нефти [1]

Новая технология “холодной” добычи тяжелых нефтей, разработанная во второй половине 80-х годов, успешно испытана более, чем на 5000 скважинах, на десятках месторождений в Канаде, Венесуэле и в КНР. Изучение и обоснование механизма технологии проводилось в крупнейших научных центрах Канады и Венесуэлы. Несмотря на более, чем 10-ти летней период прошедшей с начала разработки этой технологии, обоснование механизма вытеснения нефти и обобщение результатов промысловых испытаний технологий было впервые представлено в докладе на Х –ом Европейском Симпозиуме по увеличению нефтеотдачи пластов в Брайтоне (Англия) [66].

Эта технология- это естественный не термический процесс добычи тяжелой нефти, отличительной особенностью которого является совместное извлечение из пласта нефти и песка, что, в конечном итоге, приводит к увеличению нефтеотдачи. Использование в этой технологии высокопроизводительных штанговых винтовых насосов большой производительности способствует более легкому извлечению песка из скважины.

 

Механизм вытеснения тяжелой нефти

 

Определены 4 основных фактора, определяющих механизм вытеснения нефти:

Создание в пласте режима растворенного газа.

Образование в пласте вспененной нефти.

Темп падения давления.

Вынос песка из пласта.

 

3.4. Полимерное заводнение для добычи тяжелых нефтей[1]

Лабораторные исследования, проведенные с тяжелыми нефтями вязкостью от 60 до 300 мПа∙с, показали, что вытеснение нефти полимерными растворами в качестве вторичного метода может привести к дополнительному вытеснению из пласта от 4,5 до 18 % сверх вытеснения водой [67,68]. В промысловых условиях метод полимерного заводнения для извлечения тяжелых нефтей испытывался на 45 объектах в США, Канаде, Венесуэле,Бразилии и ФРГ. Размеры участков изменялись от 3 – 5 га до 3500 га. Лишь два объекта были представлены доломитами, один известняками и в трех случаях продуктивные пласты были смешанного типа. Проницаемость коллекторов изменялась в широком диапазоне, но не превышала 1000 мД [66].

На основании анализа действующих проектов на месторождениях с тяжелыми нефтями можно определить пределы успешного применения полимерного воздействия:

• пластовая температура < 93 ⁰ С

• вязкость нефти < 300 мПа.с

• плотность нефти 898 – 986 кг/м³

• нефтенасыщенная толщина пласта 3-30 м

• пористость 14 – 30 %

• проницаемость > 20 мкм²

Более эффективно полимерное заводнение проявляется в случае, если закачка полимера начинается на ранней стадии заводнения, когда нефтенасыщенность пласта все еще высока (10 % объема пор) [1]. Объем оторочки полимера должен находиться в пределах 15 – 25 %, а его концентрация – от 250 до 2 000 кг/л.

Основные проблемы, сдерживающие применение полимерного заводнения для извлечения тяжелых нефтей те же, что при применении этой технологии для извлечения нефтей легкой и средней плотности. Это - снижение приемистости нагнетательных скважин, адсорбция и потеря полимера в пласте, образование в пласте устойчивой эмульсии, наличие в нем глин. Эти лимитирующие обстоятельства могут быть в той или иной степени сняты за счет применения различных комбинированных технологий на базе технологии полимерного заводнения для тяжелых нефтей.

 

Щелочное заводнение

Процесс щелочного заводнения для извлечения тяжелых нефтей может применяться в качестве вторичного и третичного метода. Анализ проведен по 15-ти наиболее представительным проектам. Лишь один объект – Надьлендел, ВНР, представлен известняками, остальные – песчаниками. Вязкости нефти на некоторых объектах превышали 1000 мПа∙с в пластовых условиях, а плотности нефти – около 1000 кг/м³ (месторождения Уилмингтон (Калифорния), Надьлендел, (ВНР).

Следует отметить, что результаты лабораторных исследований по вытеснению тяжелых нефтей щелочными растворами оказались более благоприятными, по сравнению с промысловыми условиями: коэффициент вытеснения нефти вязкостью 1150-1600 мПа∙с. после заводнения увеличился с 4,5 до 28%. Однако, в промысловых условиях результаты были хуже, хотя и внушают оптимизм.

Таким образом, можно утверждать, что щелочное заводнение может успешно применяться в залежах, имеющих нефть плотностью до 980 кг/м³ и вязкостью до 200 мПа·с. Оптимальный размер оторочки щелочного раствора может изменяться от 10 до 15%, а концентрация щелочи в растворе - от 0,2 по 5%, вес. [69]. Как и для случая добычи легких нефтей, в случае разработки тяжелых, высоковязких нефтей необходимо до начала процесса в пласт закачать пресную воду.

В работе[66] предлагается новая стратегия разработки путем нагнетания в пласт ASP (щелочи/ПАВ/полимера), т.е. использования метода химического извлечения нефти, сочетающего более высокий коэффициент охвата полимерным заводнением с возможностью извлечения дополнительной нефти при нагнетании в пласт микроэмульсии/полимера. Благодаря поглощению и удерживанию в пласте щелочь улучшает активность ПАВ и сокращает его истощение, а также и полимера.

В экспериментах использовались серийно выпускаемые щелочи, ПАВ и полимеры. Из щелочей это каустическая и кальцинированная сода и кремнекислый натрий (силикат натрия). Для изучения фазового поведения применялись пять поверхностноактивных веществ, промышленных нефтесульфатов с молекулярным весом от 315 до 500. Были проанализированы и оценены два частично гидролизованных полиакриламидных полимера с молекулярным весом от 16х10⁶ и 22х10⁶. Из-за высокой температуры пласта были определены три разных полимерных антикоагуляционных средства (90⁰С).

Образцами породы, использованными для взаимодействия жидкость/порода и исследования закачки в пласт химреагентов, были нефтеносные песчаники (двадцать затвердевших образцов керна). Нефтенасыщение колебалось от 22 до 40%.

На основании экспериментов авторы [66] утверждают, что можно достичь ультранизкого поверхностного натяжения между нефтью и растворами ASP на пресной воде (без соли). Дополнительное извлечение после закачки раствора ASP в керн было на 22-39% больше, чем нефтеотдача при заводнении (60% геологических запасов).

Уровень поглощения и удержания ASP керном достаточен для химического заводнения[66].

3.6. Газовые и комбинированные (пар+газ) методы [1]

 

Эти технологии прошли широкие лабораторные и промысловые испытания. Технологии основаны на том, что газ изменяет фазовую проницаемость пласта поддерживает пластовое давление и, вероятно, вступает в реакцию с нефтью или за счет растворения в ней, или за счет химических превращений. При закачке в залежи тяжелых нефтей двуокиси углерода, углеводородных или дымовых газов происходит снижение вязкости нефти и увеличение ее объема, снижается поверхностное натяжение, образуются кислотные эмульсии, газ вытесняет нефть, при этом эффективность газовых методов для добычи тяжелых нефтей даже выше, чем для добычи легких нефтей [70,71].

Наибольшую эффективность для добычи тяжелых нефтей показал процесс закачки СО₂. Из-за высокой растворимости СО₂ в нефти, объем последней увеличивается, а вязкость на контакте СО₂, при определенных Р и Т, снижается. Процесс растворимости зависит oт давления. При снижении пластового давления СО₂; начинает выделяться из нефти, что вызывает образование режима растворенного газа в пласте. Кроме того, на механизм вытеснения нефти двуокисью углерода, оказывает влияние эффект защемленного газа, при котором свободная газовая фаза замещает часть остаточной нефти в пласте.

Технология закачки в пласт двуокиси углерода предусматривает закачку карбонизированной воды, циклическую обработку призабойной зоны пласта двуокисью углерода, несмешивающуюся закачку СО₂.

* Закачка в пласт карбонизированной воды показала хорошие результаты в лабораторных условиях, но не оправдала надежд в промысловых условиях. Этот процесс более эффективно может применяться в гидрофобных пластах, насыщенных высоковязкой нефтью с высокой плотностью.

* Процесс циклической обработки скважин более эффективен в гидрофобных глубокозалегающих залежах с высокой вязкостью (до 2 000 мПа с) и низкой нефтенасыщенностью. Удельный расход СО₂ при этой технологии изменяется oт 350 до 2150 м³/т. Эффективность процесса возрастает после первого цикла и фактически не ощущается после третьего цикла.

* Несмешивающаяся закачка СО₂ может реализовываться в 4-х вариантах: постоянная закачка, закачка оторочки СО₂, попеременная и одновременная закачка оторочки СО₂ и воды.

Чрезвычайно важным для газовых методов является тот факт, что при определенных термобарических условиях поведение углекислоты отличается от такового при нормальных Р и Т. Лабораторные исследования показали, что при определенных температурах плотность сжатой СО₂ резко возрастает и достигает плотности жидкости. В то же время, вязкость двуокиси углерода остается практически без изменения, т.е. как и у газа коэффициент диффузии приобретает свойства, которые соответствуют этому промежуточному между газом и жидкостью состоянию. Находясь в таких суперкритических условиях, СО₂ успешно выполняет две основные функции: в качестве растворителя (типа гексан) она снижает вязкость нефти, а имея низкую вязкость, она может достичь в пласте таких мест, которые недоступны жидким растворителям, и вытеснить оттуда нефть.

3.7. Беспламенное генерирование пара в пласте[1]

Огромные запасы тяжелых нефтей залегают на глубинах свыше 900 м. В Канаде они составляют примерно 12 млрд. т, в Венесуэле - свыше 3 млрд.т, в США -около 2 млрд. т. Практически эти запасы не могут быть экономично освоены с помощью существующих технологий.

Недавно одновременно три американские фирмы: Gulf, Sandia, Petrotec Corco запатентовали новую, сравнительно дешевую и эффективную технологию извлечения таких нефтей, названную "влажным окислением "[72,73].

В основе новой технологии использован хорошо известный, применяемый в различных отраслях промышленности, в том числе на установках по переработке вторичного сырья, принцип, согласно которому любое смоченное водой топливо может гореть в беспламенном режиме при определенном давлении и при наличии в воде pacтворенного кислорода. Кислород вступает в реакцию с топливом через жидкую фазу, выделяя при этом значительное количество тепла. Тепловая эффективность при таких условиях достигает 100%. Для использования этой технологии влажного окисления с целью добычи тяжелых нефтей под продуктивным пластом создается каверна диаметром примерно 1 м и высотой 50 м. По кольцевому пространству НКТ в эту каверну закачивается вода и топливная суспензия. Затем, через центральную колонну туда же закачивается кислород (или воздух). Влажное беспламенное воспламенение проявляется спонтанно при гидростатическом давлении. Последнее, однако, должно быть не менее 6,5 МПа. При этом наблюдается значительное увеличение температуры, которая достигает 260 – 345 ⁰C. При такой температуре вода, закачиваемая в каверну, превращается в пар, который устремляется в вышележащий продуктивный пласт. В качестве топлива для закачки в каверну может использоваться низкосортная нефть, конденсат, получаемый в промысловых сепараторах, нефтяной кокс, уголь и лингиты. Могут использоваться даже дрова, опилки и разные отходы.

Этот процесс отличается oт существующих принципов генерации пара на поверхности своей высокой экономичностью и не имеет ограничений с точки зрения экологической безопасности, так как в этом случае не происходит выделения в атмосферу продуктов генерации пара и других веществ, сгорающих в атмосфере воздуха. Пепел, который образуется в каверне, может извлекаться из нее на поверхность обычной промывкой.

Указанный метод может найти применение при разработке месторождений тяжелых нефтей, расположенных в районе вечной мерзлоты, где закачка пара с поверхностей связана с огромными затратами даже при применении термоизолированных труб.

 

 

3.8. Закачка геотермальных флюидов в нефтяной пласт [65]

Новый термический метод — закачка геотермальных флюидов под высоким давлением в пласт тяжелой нефти — проверяется на нефтяном месторождении Алворз, тренд Ми-нанбо, Южный Техас. Вода с минерализацией 3,6—70 г/л, температурой 350—500° F и давлением 800—3500 psia отби­рается в глубокозалегающем горизонте свиты верхнего Вил-кокса. Затем эта вода нагнетается в верхнеэоценовые пласты Джексон и Пегуа, содержащие нефть с плотностью 0,9465 т/м³. Пока эффект воздействия горячего рассола на нефтяной пласт полностью не определился, так как он влияет не только на вязкость нефти и ее извлекаемость, но также на пористость и проницаемость коллектора, что тоже сказы­вается на коэффициенте извлечения нефти.

Эта технология сравнительно чистая в экологическом смысле. Ее создатели надеются на ее рентабельность уже в настоящее время. Предполагается, что ее можно приме­нять и для извлечения нормальных нефтей (Negus-de Wys et al., 1991).

3.9.Технологии добычи природных битумов термогравитационным способом [74]

Автором работы [74] на основе анализа применяющихся технологий показано, что на современном уровне способы добычи природных битумов могут существенно ме­няться. С применением гидромониторов высокого давления возможны следующие способы добычи ПБ[74]:

1. Добыча рыхлого, несцементированного ПБ с исполь­зованием гидромониторных устройств с насадками, через которые прокачивается под давлением жидкость — тепло­носитель (вода, растворы и т.п.). Предварительно разрушив породу, она доставляется за счет всасывания от эжекторов на поверхность. Технология применима на глубинах до 50 - 100 м.

2. Добыча рыхлого несцементированного ПБ с глубин бо­лее 100 м может вестись с установкой на некоторой глуби­не от поверхности дополнительного погружного насоса для преодоления сопротивления подачи пульпы на поверхность от гидромониторов.

3. Третья технологическая схема добычи вполне примени­ма, когда ПБ располагается отдельными линзами внутри кар­каса из плотных пород и сам ПБ представляет собой плот­ную массу.

По этой схеме добыча ПБ в линзах ведется способом на­мыва с использованием гидромониторов для размыва биту-

ма струями горячей воды или подогретых эмульсионных рас-. творов или другими видами растворов с подачей пульпы (ги­дросмеси) на поверхность. Для этого в каркасе пород битум­ных отложений бурится целый ряд открытых стволов в виде ярусов, соединенных одним вертикальным стволом.

Предлагаемые технологические схемы обусловлены, прежде всего, необходимостью поиска наиболее эффектив­ных и экономически выгодных способов добычи ПБ техноло­гий, которые бы сочетали высокотехнологичные современ­ные решения с известными стандартными, простыми в использовании.

Способ намыва ПБ применим на таких месторождениях, как Ашальчинское, Мордово-Карамальское и др., содержа­щих основные запасы природных битумов (ПБ) в купольных зонах, сложенных рыхлыми и слабосцементированиыми пес­чаниками Шешминского горизонта.

По данным ТатНИПИнефть и КГУ, подвижная часть ПБ в куполе может достигать 60 — 75%, остальная — обладает некоторой прочностью и требует предварительного разру­шения.

Данные исследований прочностных характеристик приве­дены в таблице 3.2.

В ситуации, когда большая часть ПБ представлена мало­прочной нефтенасыщенной породой, добыча его из пласта, сложенного из рыхлого несцементированного ПБ, может

Табл.3.2.

Параметры битумонасыщенных пород

№ образца	Пористость %	Битумонасыщенность, %	Водонасыщенность, %
Общая	Подвижная	Неподвижная
	22,2	70,0	51,0	18,0	21,0
	22,2	96,0	78,0	18,0	4,0
	22,6	74,0	67,0	17,0	26,0

 

экономично и эффективно осуществляться с применением соединенного с бурильной колонной эжектора, имеющего центральную или кольцевую насадку и полость, в которую подается теплоноситель, обеспечивающий размыв и транс­портировку битумной пульпы на поверхность, а при добыче пласта, сложенного из крупноразмерного песка, насыщенно­го битумом, применяется гидромониторная система, включа­ющая две концентрично расположенные трубы, нижняя часть которых выполнена с прорезями, при этом теплоноси­тель направляется в межтрубное пространство, а битумная пульпа поднимается по внутренней трубе системы.

Добыча битума способом намыва отличается своей техно­логией и применяемыми эжекторными устройствами в зави­симости от прочности породы.

При добыче из пласта, сложенного из рыхлого несцемен­тированного природного битума (ПБ), может применяться компоновка, включающая бурильную колонну с раструбом на конце, при этом внутри ее или снаружи размещена колон­на для подачи теплоносителя, на конце которой установлена гидромониторная насадка. На рис. 3.5. и 3.5. приведены техно­логические схемы намыва ПБ при расположении колонны с теплоносителем параллельно бурильной колонне и, соответ­ственно, снаружи бурильной колонны и внутри ее. При до­быче ПБ в колонну для теплоносителя подается горячая во­да или солевой раствор, создается круговая циркуляция. Благодаря раструбу и гидромониторной насадке под воздей­ствием теплоносителя рыхлый несцементированный ПБ на забое разрушается и вместе с теплоносителем транспортиру­ется на поверхность.