Влияние темпа разбуривания залежей на показатели разработки

Термические методы, как уже отмечалось, наиболее эффективны при достаточно плотных сетках скважин. Поэтому единичный эле­мент площадной системы воздействия вырабатывается в сравни­тельно короткие сроки, а время разработки месторождения (за­лежи) в целом определяют не столько по времени разработки единичных элементов, сколько по времени, необходимому на разбуривание объектов. Это проявляется при разработке крупных месторождений, где число скважин исчисляется тысячами единиц.

На рис. 4.4. показано влияние темпов разбуривания на уровень добычи' нефти и сроки разработки месторождения. Рассчитано семь вариантов по темпу разбуривания: I, II,..., VII примени­тельно к условиям месторождения Каражанбас. Как видим, ва­риант I как по уровню максимальной добычи нефти, так и по сро­кам разработки наименее эффективный. Бурение новых скважин только компенсирует выбывающие из эксплуатации скважины и не приводит к интенсивному наращиванию добычи нефти.

Во время определения темпов разбуривания залежей необхо­димо учитывать не только добычу нефти, но также рациональное использование технологического оборудования — компрессорных и парогенераторных установок. Технология создания тепловых оторочек предопределяет ограничение времени нагнетания рабо­чих агентов. Тем самым технологическое оборудование можно ис­пользовать многократно.

 

Рис.4.4. Зависимость темпов от­бора нефти Q от времени разра­ботки t при различных вариантах темпов разбуривания месторождения

 

 

Приведенные данные показывают, что в процессе проектиро­вания разработки месторождений (особенно крупных) термиче­скими методами вопросы технического обеспечения проектов должны быть проработаны всесто­ронне и тщательно. Необходимо использовать не только техноло­гические преимущества термиче­ских методов для повышения нефтеотдачи, но и реально оце­нить условия, при которых можно добиться существенного наращи­вания текущей добычи нефти. Это относится не только к тем­пам бурения скважин, ввода но­вых мощностей и связанных с ними темпов обустройства, но и к решению других технических проблем — конструкций скважин, техники и технологии добычи нефти и ее подготовки, охраны окружающей среды и др.

Безусловно, изложенные в данном разделе некоторые принци­пиальные вопросы проектирования разработки нефтяных место­рождений термическими методами хотя и отражают в основных чертах имеющийся опыт промышленного внедрения, но все еще требуют дополнительного всестороннего практического опробова­ния в различных физико-геологических условиях, анализа и обоб­щения фактических результатов. Проводимые целенаправленные крупномасштабные опытно-промышленные работы по испытанию различных технологий и технических средств для термических ме­тодов добычи нефти на базовых месторождениях Каражанбас, Кенкияк, Усинское, Гремихинское во многом пополнят и уточнят критерии технологического проектирования термических методов добычи нефти.

Именно исходя из условий, лимитирующих применение терми­ческих методов, указанные месторождения были приняты как аналоговые и классифицированы следующим образом.

I класс — залежи в терригенных коллекторах, склонных к пе-
скопроявлениям, залегающие на глубинах до 800 м.

II класс — залежи в терригенных устойчивых коллекторах, за­
легающие на глубинах 800—1500 м.

III класс — залежи в карбонатных породах со сложным тре-
щиновато-кавернозно-поровым типом коллектора.

 

 

4.2. Нагнетание теплоносителей в пласт [125]

 

С овокупность всех технологических и технических процессов, собранных в единое целое и в определенном порядке как теплоэнергетическое оборудование и устройства, обеспечивающие производство теплоносителя с заданными параметрами и в необходимом количестве, так и трубопроводный транспорт теплоносителя, и закачку его через нагнетательные скважины в продуктивные зоны пласта называют системой воздействия. В эту систему входят: теплогенерирующая установка, наружный (со всеми элементами) теплопровод; термостойкая арматура устья и специальной конструкции нагнетательная скважина с внутрискважинным оборудованием.

Технологические схемы и рабочие процессы системы разнообразны и значительной мере зависят от типа производимого теплоносителя и его параметров: конструкции и типа используемой теплогенерирующей техники и других устройств и элементов, объединенных в систему. Система воздействия на пласт и их схемы подразделяются и классифицируются по ряду определенных признаков.

В качестве теплоносителей для нагнетания в пласт, главным образом, используется перегретый или насыщенный водяной пар или парогаз. Под влиянием тепла происходит существенное изменение следующих параметров:

снижается вязкость битума;

-уменьшается соотношение вязкостей битума и воды, значительно возрастает их подвижность;

- ввиду повышения пластовой температуры изменяется смачиваемость, связанная водонасыщенность;

 

 

 

Рис. 4.5. Схемы нагнетания теплоносителя:

а)циклический вариант;

б)циркуляционный вариант;

в)площадный вариант[26]

 

изменяются силы поверхностного натяжения на границе раздела фаз; повышается не только коэффициент вытеснения, но и охват пластов воздействием при закачке теплоносителя в пласте образуются область, охваченная и область, неохваченная теплом. Эти области непостоянные и изменяются во времени. При этом в процессе нагнетания теплоносителя область, охваченная теплом, возрастает по направлению от нагнетательных скважин к добывающим. Наличие в пласте двух областей формирует механизм вытеснения битума. В связи с высокими температурами в зоне пара из битума, вследствие его перегонки, выделяются легкие компоненты, способствующие повышению коэффициента вытеснения. Количество легких компонентов зависит от состава битума. Чем «легче» битум, тем больше количество легких компонентов образуется в пласте и тем выше коэффициент битумоотдачи.

Важным фактором в улучшении технологии применения теплоносителя для увеличения битумоотдачи пластов, является использование тепловых оторочек. Закачиваемая вслед за паром холодная вода регенерирует часть ушедшего тепла и перемещает ранее образованный углеводородный вал. Применение оторочки пара дает возможность добывать продукцию при более низких значениях удельного расхода пара, чем в случае непрерывного нагнетания пара при лучших технико-экономических показателях. Применение оторочки пара особенно эффективно при добыче битума.

Существуют несколько различных технологических процессов ввода в пласт теплоносителя для подогрева пласта и содержащихся в нем флюидов: циклический, циркулярный, площадной или рядный (рис.4.5) [26,83].

Циклическое воздействие (рис. 4.5а) применяется в основном при воздействии на неоднородные пласты, содержащие зоны аномально высокой проницаемости (трещины, каверны, высокопроницаемые прослои). В условиях трещиноватого пласта высокая тепловая эффективность процесса может быть достигнута при уменьшении расхода вводимого в пласт тепла по мере развития процесса. Переход на оптимальный уровень ввода тепла осуществляется после прорыва пара в добывающие скважины, т. е. после установления в трещинах постоянной температуры, близкой к температуре теплоносителя. Превышение необходимого расхода тепла приводит к увеличению потерь теплоносителя за пределы разрабатываемых участков и снижению тепловой эффективности процесса[83]. Основные преимущества: высокий дебит нефти после обработки; небольшие потери тепла (по стволу скважины в кровлю и подошву пласта). Недостатки: периодичность, снижение дебита с последующими циклами, ограниченность зоны прогрева пласта, длительные операции по подъему и спуску труб, трудности контроля температурного режима на забое скважины.

При циркулярном варианте (рис. 4.5б) теплоноситель нагнетают по затрубному пространству к забою скважины с применением специального термостойкого пакера. Теплоноситель поступает в верхнюю часть пласта, а конденсат (в случае нагнетания пара) его вместе с нефтью откачивается через нижний интервал перфорации. Для этого варианта требуется сравнительно однородный пласт большой толщины, имеющий хорошую проницаемость в вертикальном направлении. Преимущество - эксплуатация скважин не прекращается. Недостатки: большие потери тепла (по стволу скважин), необходимость в обеспечении мер по защите колонны от дефор­мации, ограниченность зоны прогрева.

При площадном или рядном варианте (рис. 4.5в) теплоноситель закачивается в нагнетательные скважины постоянно, до создания тепловой оторочки определенного размера, после чего переходят на проталкивание ее в сторону добывающих скважин закачкой в те же нагнетательные скважины.

На сегодняшний день имеется множество разновидностей теплового воздействия на продуктивный пласт с нагнетанием теплоносителей, которые условно можно классифицировать:

1. Паротепловое воздействие (ПАРОТЕПЛОВОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ):

- теплоциклическое воздействие;

- собственно ПАРОТЕПЛОВОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ;

- блочно-циклическое ПАРОТЕПЛОВОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ (БЦПВ);

- импульсно-дозированное тепловое воздействие (ИДТВ);

- комбинированные (термохимические):

а) ПАРОТЕПЛОВОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ + окислитель;

б) ПАРОТЕПЛОВОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ + вспененный пар;

в) ПАРОТЕПЛОВОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ + карбамид;

г) ПАРОТЕПЛОВОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ + щелочь;

д) ПАРОТЕПЛОВОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ + полимер.

2. Циклическое воздействие:

- термоциклическое воздействие (ТЦВ) паром;

- ТЦВ парогазом;

- комбинированные (термохимические).

3. Тепловая обработка ПЗС:

- обработка скважины горячей водой;

- обработка скважины термокислотная;

обработка скважины электротепловая.

 

4.2.1. Теоретические основы процессов[82]

Для повышения нефтеотдачи несомненно целесообразно увеличивать температуру всего нефтеносного пласта. Этот вывод можно сделать, анализируя влияние теплового воздействия на физические свойства жид­костей в местах их залегания (воздействие на динамическую вязкость, плотность, на межфазное взаимодействие).

Первое, что можно предложить при решении данной задачи, — наг­нетание нагретой жидкости. Необходимо заметить, что вода — наиболее часто используемая для вытеснения жидкость — обладает замечательным свойством переносить гораздо большее количество тепла, приходящегося на единицу массы, чем любая другая жидкость в том же агрегатном состоянии (жидком или газообразном). Характеристикой влажного пара является так называемая степень сухости пара X - массовая доля насыщенного пара во влажном состоянии. Тогда энтальпия единицы массы влажного пара:

(4.1)

Где: Н_l - удельная энтальпия воды в жидкой фазе на кривой насыщения;

H_v- удельная энтальпия сухого насыщенного пара;

L — удельная скрытая теплота парообразования при постоянном давлении

 

Видно, что, во-первых, энтальпия водяного пара при X = 1 практичес­ки неизменна в интервале давлений от 10 до 70 бар (и составляет примерно 665 ккал/кг с точностью 1 %), и, во вторых, энтальпия смеси для Х=0,8 постоянна при давлениях от 25 до 100 бар и составляет 585 ккал/кг.

Рис. 4.6. Взаимосвязь удельной энтальпии двухфазной смеси, находящейся в состоянии термодинамического равновесия, от степени сухости X и давления.[82]

Эти два замечания сделаны для упрощения описания реальных ситуа­ций. К этому следует добавить, что для объема, занимаемого единичной массой двухфазной смеси (удельного объема), как и для удельной эн­тальпии, справедливо соотношение:

(4.2.)

При температуре, не слишком близкой к критической, сухой пар переносит гораздо большее количество теплоты, чем вода. Рассмотрим, например, месторождение с температурой на поверхности земли 20°С и ее изменением через каждые 100 м примерно на 3°С. Положим, что на месторождении давление нагнетания равно гидростатическому. В этом случае полезной энергией, диссипируемой в теле пласта, называют разность энтальпий нагнетаемого теплоносителя и внутрипластовой воды. Отношение полезной энергии при X = 1 иХ = 0 составляет 3,4 при давлении 20 бар и 1,8 —при 150 бар.

Следует отметить, что за исключением особых случаев для нагнетания в пласт нет никакой необходимости использовать перегретый пар. Дейст­вительно, делая вышеуказанные допущения и рассматривая области около кривой насыщения, можно заключить, что приращение энергии при перегреве на 1°С составляет лишь 0,1 % при давлении 20 бар и 0.2 % при давлении 100 бар. Столь незначительное увеличение энергии не оп­равдывает риска усложнения решений и без того непростых проблем.

Рис. 4.7. Энергия, вносимая в пласт при нагнетании водяного пара.

Для предотвращения выпадения твердых солеотложений на парогенерирующих поверхностях, при производстве перегретого пара, необходимо усложнить систему водоподготовки. При получении перегретого пара возрастает теплонапряженность конструкции парогенератора. Все это приводит к неоправданным дополнительным расходам.

При непрерывном нагнетании теплоносителя (система нагнетательная — добывающая скважины) не вся подводимая тепловая энергия расходуется на увеличение нефтеотдачи. Некоторая, достаточно заметная ее часть теряется из-за тепловых потерь:

при течении теплоносителя по участку обсадной трубы скважины, проходящему через верхние слои грунта;

в кровлю и подошву нефтяного пласта непосредственно в ходе нагнетания в пласт;

при повышении температуры нефтяного коллектора.

Использование только одной скважины попеременно в качестве нагнетательной и эксплуатационной значительно снижает отрицательное влияние перечисленных факторов на тепловую эффективность данного метода, позволяя лучше использовать подводимую к месторождению тепловую энергию. Такой метод теплового воздействия называется циклическим.

При термическом воздействии на нефтяной пласт с помощью тепло­носителя по профилю температур или по водонефтенасыщенности можно выделить несколько зон, где действуют различные физические механизмы.

4.2.2. Вытеснение нефти нагретой водой[82]

Вытеснение высоковязкой нефти нагретой водой обычно представляется тремя зонами, рассмотренными ниже на графическом примере, рис. 4.8.

Нагнетаемая в пласт вода охлаждается при контакте с несущей поро­дой и имеющимися в пласте жидкостями. При достаточно установившемся процессе различают две основные рабочие зоны, нумерацию которых принято начинать от начала течения в направлении его развития. Однако для лучшего понимания начнем их описание в обратном порядке.

В зоне 2 нефть вытесняется водой, температура которой равна темпе­ратуре пласта. Нефтенасыщенность в заданной точке снижается с течением времени и при определенных условиях может достигнуть величины остаточного насыщения, зависящей от температуры в зоне 2.

 

Рис. 4.8. Профили водонасыщенности (а) и температуры (б) при одномерном вытеснении нефти горячей водой в отсутствие испарения легких фракций нефти.

В каждой точке зоны 1 температура непрерывно растет, что обычно приводит к снижению остаточной нефтенасыщенности. Кроме того, рас­ширение породы-коллектора и заполняющей его жидкости приводит к снижению (при неизменном насыщении) массы нефти, содержащейся в порах. Если нефть содержит легколетучие углеводороды, они могут быть вытеснены при помощи последовательных процессов испарения и конденсации — в этом случае в сравнительно узкой зоне может существовать состояние насыщения газовой фазы углеводородами.