Вытеснение нефти насыщенным водяным паром

Пар обладает высокими термодинамическими характеристиками, в первую очередь - высоким теплосодержанием, что обеспечивает ус­коренный темп ввода в пласт тепловой энергии, снижение теплопотерь в кровлю и подошву пласта.

Закачка пара в нефтяной пласт сопровождается совокупностью различных внутрипластовых процессов, позволяющих снижать вязкость нефти, увеличивать коэффициенты охвата и вытеснения и повышать нефтеотдачу пласта, снижая сроки разработки объекта.

Традиционный способ паротеплового воздействия на нефтяной пласт представляет собой закачку расчетного объема пара через нагнетательные скважины, создание тепловой оторочки и последующее продвижение ее по пласту в сторону добывающих скважин закачиваемой ненагретой водой.

Механизм извлечения нефти из пласта при нагнетании в него горячего рабочего агента основывается на изменениях свойств нефти и воды, содержащихся в пласте, в результате повышения температуры. С повышением температуры вязкость нефти, плотность ее и межфазовое отношение понижаются, а упругость паров повышается, что благоприятно влияет на нефтеотдачу.

В качестве рабочего агента применяются преимущественно водяной пар и горячая вода. Они характеризуются высокой удельной теплоемкостью и хорошими нефтевытесняющими способностями.

Нефтяной пласт в процессе закачки пара нагревается в первую очередь за счет использования скрытой теплоты парообразования. При этом пар, распространяясь по поровому пространству, конденсируется. Дальнейший нагрев пласта осуществляется уже за счет использования теплоты горячего конденсата, в результате чего последний охлаждается до начальной тем­пературы пласта.

При вытеснении нефти паром имеет место улучшение испарения углеводородов за счет снижения их парциального давления. Снижение парциального давления связано с наличием в зоне испарения паров воды. Из остаточной нефти испаряются легкие компоненты и переносятся к передней границе паровой зоны, где они конденсируются и растворяются в нефтяном валу, образуя оторочку растворителя, которая обеспечивает дополнительное увеличение нефтеотдачи. При температуре 375°С и атмосферном давлении может дистиллироваться (перегоняться) до 10% нефти плотностью 934 кг/м.

Различают три основные зоны, пронумерованные в направлении тече­ния теплоносителя (рис. 4.9).[82]

Рис. 4.9. Профиль температуры (б), паро- (в) и водо- насыщенности (а) при одномерном вытеснении нефти водяным паром. 1-t=12; 2-t=2r[82]

Зона 1. В начале зоны конденсации сосуществуют три фазы: вода, смесь жидких углеводородов и газ. Температура близка к постоянной, медленно снижается при удалении от границы ввода пара в соответствии с зависимостью температуры насыщения от давления. Нефтенасыщенность также изменяется за счет гидродинамического вытеснения нефти из этой зоны или вследствие испарения легколетучих компонентов.

Зона 2 (конденсация). В этой зоне пары воды и углеводородные фракции конденсируются при их контакте с холодным коллектором. Локальные температуры коллектора и наполняющих его фракций сильно отличаются, поэтому, строго говоря, здесь нельзя пользоваться понятием эффективной теплопроводности. Это локальное нарушение теплового равновесия было обнаружено при экспериментальном исследовании вы­теснения воды водяным паром. В ходе эксперимента наблюдался переход воды в пар, хотя локальная средняя температура, измеренная термопарой, была заметно ниже температуры насыщения при поддерживаемом в эксперименте давлении (рис.4.10).

Рис. 4.10. Профили паронасышенности (а) и температуры (б), наблюдаемые при вытеснении воды водяным паром: 1-t=1ч; 2-t=2ч [82]

Эта средняя температура является промежуточной между температурами твердого пористого тела и заполняющих его флюидов.

Зона 3. Процессы в этой зоне аналогичны процессам, происходящим при вытеснении горячей водой. Однако объем, занимаемый единицей массы пара, гораздо больше, чем объем единицы массы воды; а так как объем зоны 1 (зоны пара) в ходе вытеснения возрастает, скорость воды в зоне 3 в данном случае значительно выше, чем при нагнетании внутрь залежи непосредственно воды той же температуры и с тем же массовым расходом.[82]

Относительные размеры указанных зон зависят от тепловых свойств

пород и жидкостей, темпа нагнетания теплоносителя, его параметров и

других характеристик.

Увеличение нефтеотдачи пласта при закачке пара достигается за счет снижения вязкости нефти, что способствует улучшению охвата пласта воздействием; за счет расширения нефти, перегонки ее паром и экстрагирования растворителем, что повышает коэффициент вытеснения.[83]

Вязкость нефти резко снижается с увеличением температуры, особенно в интервале 20-80°С. Так как дебит нефти обратно пропорцио­нален ее вязкости, то производительность скважин может быть увеличена в 10-30 раз и более.

Наиболее высокая скорость снижения вязкости отмечается при начальном увеличении температуры. При достижении определенной температуры снижение вязкости замедляется. Высоковязкие нефти со значительной плотностью обладают большим темпом снижения вязкости.

С повышением температуры вязкость нефти уменьшается более интенсивно, чем вязкость воды, что также благоприятствует росту нефтеот­дачи. Для тяжелых нефтей остаточная нефтенасыщенность уменьшается более резко, особенно в пределах температур до 150°С.

В процессе закачки пара нефть в зависимости от состава может расши­ряться, за счет чего появляется дополнительная энергия для вытеснения пла­стовых жидкостей. При вытеснении легкоиспаряющейся нефти высокотемпературным паром более легкие фракции нефти переходят в паровую фазу, т.е. возможна перегонка нефти. В более холодной зоне пласта эти фракции конденсируются, образуя впереди паровой» зоны вал растворителя или смешивающийся вал. Увеличению нефтеотдачи при ПАРОТЕПЛОВОМ ВОЗДЕЙСТВИИ могут способствовать: эффект газона­порного режима, изменение относительных проницаемостей и подвижностей и др.[83]

При реализации технологии ПАРОТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ такие ее показатели как время закачки, расход пара, давление нагнетания и др. варьируются для различных месторождений ПБ и ТН. Например, по опыту разработки залежей природных битумов РТ показатели площадного ПАРОТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ могут быть следующими: пар нагнетается в 1 нагнетательную скважину в течение 5-7 лет с расходом 50-200 т/сут., максимальное давление нагнетания пара - 6 МПа, температура пара -300С⁰, воздуха 4-45⁰ С, давление на устье добывающих скважин составляет 1,5 МПа и падает со временем до 0,1-0,2 МПа. Показатели ПАРОТЕПЛОВОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ в случае закачки оторочки пара: количество закачиваемого пара - 0,7-1,0 от объема пор, расход холодной воды для проталкивания оторочки пара - 200 м³/сут., температура воды 4-20°С, давления нагнетания пара - до 6 МПа [84].

Паротепловое воздействие обладает рядом недостатков. Толщина водяного слоя (если залежь имеет подошвенную воду) существенно влияет на успешное применение паротеплового воздействия. Если отношение толщины водонасыщенного слоя к нефтенасыщенному превышает величину 0,2, то в таких пластах не рекомендуется проведение ПАРОТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ.

Высокая водонасыщенность является нежелательной, так как при смешивании пластовой воды с конденсатом пара повышается проводимость для воды и происходит обводнение добываемой продукции.

В неоднородных пластах пар будет перемещаться через зоны с высокой проницаемостью, и обходить менее продуктивные зоны, уменьшая охват пласта по площади и толщине.

В процессе паротеплового воздействия возникают и такие проблемы, как влияние высокой температуры на обсадные трубы, НКТ и другое внутрискважинное оборудование. Поэтому нагнетательные скважины должны заканчиваться и обустраиваться с учетом работы при высоких температурах.

К недостаткам ПАРОТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ относятся также разрушение скелета пласта и вынос больших объемов песка в скважину, а также образование стойких эмульсий с некоторыми типами нефтей и проблема коррозии.

Гравитационные эффекты могут привести к тому, что паром будет охвачена только верхняя часть пласта, что для вертикальных скважин сказывается конусообразностью разработки, а для горизонтальных сильно выраженной не эффективностью процессов добычи. Низкие темпы закачки пара невыгодны с экономической точки зрения. Потери теплоты пропорциональны перепаду температур и времени.

С целью повышения эффективности процесса и рационального использования внесенного в пласт тепла (после создания тепловой оторочки размером 0,6-0,8 порового объема пласта) оторочку продвигают к забоям добывающих скважин ненагретой водой путем закачки ее в те же нагнетательные скважины.

Эффективность процесса вытеснения нефти теплоносителями зависит от термодинамических условий пласта, свойств пластовых жидкостей, пористой среды, применяемой технологии и др. факторов и может изменяться в широких пределах.

На механизм вытеснения жидкости существенно влияют поверхностные
свойства системы нефть - вода - порода. С повышением температуры
уменьшается толщина адсорбционного слоя поверхностно-активных
молекул нефти на поверхности поровых каналов, в результате чего
проницаемость пласта для нефти увеличивается [85,82].

 

 

4.2.4. Факторы, ограничивающие применение процессов [82]

При изучении недостатков описанных методов повышения нефте­отдачи приходится сталкиваться с факторами, ограничивающими их ис­пользование с точки зрения, как технологии, так и экономики. Для ил­люстрации приведем два примера.

Давление на забое скважины при нагнетании в неглубоко залегающий пласт воды или пара не должно превышать горное. В противном же случае может произойти горизонтальное растрескивание грунта и нарушение начальной структуры месторождения. Этот пример иллюстрирует одно из технологических ограничений, накладываемых на процесс, — ограничение давления нагнетаемого теплоносителя.

Дополнительное количество нефти, полученное за счет нагнетания пара в пласт, должно быть достаточно большим для обеспечения положи­тельного энергетического баланса процесса. Теплотворная способность дополнительного количества нефти обязана быть, по крайней мере, равна количеству энергии затраченной на получение водяного пара, нагнетаемого в скважину. Так, например, если теплотворная способность сырой нефти составляет 10 000 кКал/кг, а удельная теплота испарения воды — 600 кКал/кг, то отношение масс дополнительного количества полученной нефти и закачанного в скважину пара должно превышать 0,06кг/кг. Здесь, конечно, речь идет лишь о грубой оценке минимума величины отношения масс нефти и пара.

В действительности каждый фактор должен быть рассмотрен с точки зрения технических возможностей и экономической эффективности. Поэтому к приведенным ниже сведениям о влиянии различных параметров на процесс повышения нефтеотдачи следует относиться как к справочным данным об усредненных параметрах воздействия, не забывая, что подробное изучение влияния каждого из них должно быть предметом особого рассмотрения.

4.2.4.1. Нефтесодержание. Характеристики нефти

Нефтесодержание месторождения - количество нефти, содержащейся в единице объема пористой среды. С технической точки зрения не су­ществует никаких жестких требований к нефтесодержанию месторождения, планируемого к разработке, но необходимость рентабельности добычи требует определения ее минимальной величины. Так, при использовании пароциклического воздействия на скважины на калифорнийских месторождениях (США) минимальное нефтесодержание было определено на уровне 16 %, в некоторых случаях оно может быть понижено до 12 %. Как уже было показано, уменьшение вязкости нефти при повышении температуры является одним из основных механизмов, обеспечивающих

успех методов нагнетания нагретой воды или водяного пара. Следует иметь в виду, что уменьшение вязкости очень вязкой нефти, хотя и дает положительные результаты, однако не всегда приводит к достаточному возрастанию ее текучести. Повышение температуры очень вязкой нефти в зоне нагрева позволяет продвинуть ее к скважине, но увеличивает риск закупорки пор при контакте нагретой нефти с более холодной (коллектором). Практически разрабатываются месторождения нефти средней вязкости — от 50 до 8000 сПз. Необходимо отметить, что в качестве эксперимента нагнетание пара в пласт используют при добыче очень вязкой нефти (например, из битуминозных песков), а в ряде случаев закачка нагретой воды приводит к хорошим результатам и при разработке месторождений очень легкой нефти.

4.2.4.2. Толщина пласта, глубина его залегания, проницаемость коллектора

Толщина нефтеносного слоя, глубина его залегания. При выборе участка для разработки месторождения необходимо учитывать глубину залегания пласта и его толщину, так как с этими параметрами связаны потери тепла в окружающие породы и технические сложности подачи нагретой воды или пара, ограничивающие возможности разработки глубоко залегающих пластов. Обычно считают, что толщина слоя должна быть больше 10 м, а глубина его залегания не должна превышать 1000 м. Можно, однако, рассматривать как рентабельную разработку месторождения с глубиной залегания, несколько превышающей 1000 м, если на скважинах установлено эффективное теплоизолированное оборудование (в частности, теплоизолированные трубы).

Проницаемость нефтеносного слоя. При постоянном массовом расходе гидравлическое сопротивление пористой среды играет более существенную роль при нагнетании в пласт водяного пара, чем при использовании горячей воды. Например, при давлении 75 бар отношение кинематических вязкостей водяного пара и воды вблизи кривой насыщения равно приблизительно 4. Воспринимаемый пластом расход теплоносителя снижается с течением времени нагнетания, поскольку при этом возрастает сухость пара (из-за уменьшения давления) и снижается его температура по мере удаления от нагнетательной скважины. Вследствие этого уменьшается приемистость пласта при постоянном давлении нагнетания. В таких случаях вводят понятие предела проницаемости, ниже которого процесс может стать нерентабельным, по крайней мере, если не начнут действовать вторичные факторы. Исходя из результатов исследований, можно сказать, что нижний предел абсолютной проницаемости месторождений, при разработке которых используют термические методы, составляет примерно 300 мД.