VIII. Тепловые методы извлечения высоковязких нефтей

 

Относительно большая доля известных запасов нефти во всем мире характеризуется высокой вязкостью нефти. Высокая вяз­кость нефти — один из основных факторов, определяющих ее ма­лую подвижность в пористой среде и неудовлетворительную эф­фективность извлечения. Вязкость нефти сильно зависит от температуры, которая в естественных условиях не всегда достаточно высока в пласте. Как показывают исследования и опыт разработки, для эффективного извлечения нефти вязкостью более 25— 50 мПа-с требуется тепловое воздействие на пласты с целью снижения ее вязко­сти. При нагревании нефти от 20—25 до 100—120°С вязкость ее может снижатьсяРис. 82. Зависимость вязкости нефти |хн от темпе­ратуры для Кенкиякского месторождения с 500—1000 до 5—20 мПа-с (рис. 82). На практике применяются различные методы искусственного теплового воздействия на пла­сты, содержащие высоковязкие нефти, — внутрипластовое горение t (сухое и влажное), вытеснение нефти паром, горячей водой и па-роциклические обработки скважин [4, 6, II, 18, 46].

Внутрипластовое горение

 

Механизм процесса. Метод извлечения нефти с помо­щью внутрипластового горения был предложен в начале 30-х. годов советскими учеными А. Б. Шейнманом и К- К. Дубровай. Процесс основан на способности углеводородов (нефти) в пласте вступать с кислородом воздуха в окислительную реакцию, сопро­вождающуюся выделением больших количеств теплоты. Он от­личается от горения на поверхности. Генерирование теплоты не­посредственно в пласте — основное преимущество данного метода

[2,4,6,11].

Процесс горения нефти в пласте начинается вблизи забоя нагнетательной скважины обычно нагревом и нагнетанием

~ >здуха.

Теплоту, которую необходимо подводить в пласт для начала фения, получают при помощи забойного электронагревателя, зовой горелки или различных реакций.

f После создания очага горения у забоя скважин непрерывное нагнетание воздуха в пласт и отвод от очага (фронта) продуктов горения (N2, CO2 и др.) обеспечивают поддержание процесса внутрипластового горения и перемещение по пласту фронта вы­теснения нефти.

В качестве топлива для горения расходуется часть нефти,, кутающаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водя-[Ым паром, водой, испарившимися фракциями нефти впереди фонта горения и претерпевающая изменения вследствие дистил-;яции, крекинга и других сложных физико-химических процессов. i результате сгорают наиболее тяжелые фракции нефти. В зави­симости от геолого-физических условий пласта расход сгорающего' [топлива может составлять 10—40 кг на 1 м3 пласта, или 6—25 % ['первоначального содержания нефти в пласте. Теоретическими и промысловыми исследованиями установлено, что с увеличением.плотности и вязкости нефти расход сгорающего топлива увеличи­вается, а с увеличением проницаемости уменьшается.

В случае обычного (сухого) внутрипластового горения, осу­ществленного нагнетанием в пласт только воздуха, вследствие его низкой теплоемкости по сравнению с породой пласта происхо­дит отставание фронта нагревания породы от перемещающегося фронта горения. В результате этого основная доля генерируемой в пласте теплоты (до 80 % и более) остается позади фронта горения, практически не используется и в значительной мере рас­сеивается в окружающие породы. Эта теплота оказывает некото

 

рое положительное влияние на процесс последующего вытеснения нефти водой из не охваченных горением смежных частей пласта. Очевидно, однако, что использование основной массы теплоты в области впереди фронта горения, т. е. приближение генериро­ванной в пласте теплоты к фронту вытеснения нефти, существенно повышает эффективность процесса.

Перемещение теплоты из задней области в переднюю относи­тельно фронта горения возможно за счет улучшения теплопере-иоса в пласте добавлением к нагнетаемому воздуху агента с более высокой теплоемкостью, например воды. В последние годы в мировой практике все большее применение получает метод влаж­ного горения.

Процесс влажного внутрипластового горения заключается в том, что в пласт вместе с воздухом закачивается в определен­ных количествах вода, которая, соприкасаясь с нагретой движу­щимся фронтом горения породой, испаряется. Увлекаемый пото­ком газа пар переносит теплоту в область впереди фронта горе­ния, где вследствие этого развиваются обширные зоны прогрева, выраженные в основном зонами насыщенного пара и сконденси­рованной горячей воды.

Внутрипластовое парогенерирование — одна из важнейших •особенностей влажного горения, в значительной мере определяю­щая механизм процесса вытеснения нефти из пластов. Диапазон соотношений закачиваемых в пласт объемов воды и воздуха ле­жит примерно в пределах от 1 до 5 м3 воды на 1000 м3 воздуха, т. е. водовоздушное отношение должно составлять порядка (1— 5) -103 м3/м3. Конкретные значения водовоздушного отношения определяются многими геолого-физическими и технологическими условиями осуществления процесса.

Повышение водовоздушного отношения до некоторого предела приводит к прекращению окислительных процессов нефти в пла­сте, но при меньших значениях снижает температуру, расход топ­лива и расширяет фронт горения. Занижение водовоздушного отно­шения приводит к сужению фронта, повышению температуры горе­ния и снижению эффективности теплового воздействия на пласт и извлечения нефти. Процесс влажного горения целесообразно про­водить с максимально возможными значениями водовоздушного отношения.

По мере перемещения фронта горения в пласте формируется несколько характерных, отчетливо выделяющихся температурных зон (рис. 83). Наиболее высокой температурой характеризуется ■фронт горения (зона III). В лабораторных условиях диапазон из­менения температуры фронта горения составлял 350—1000°С. Ее величина зависит от свойств нефтей, тепловых характеристик пласта и окружающих пород. Кроме того, применительно к су­хому горению она возрастает с увеличением плотности потока воздуха, доли кислорода в воздухе и давления в модели пласта. Для влажного горения установлено, что увеличение водовоздуш­ного отношения приводит к снижению температуры фронта горе

Рис. 83. Температурный профиль процесса влажного горения Т по длине пласта L и распределение насыщенности пласта нефтью, водой и воздухом S по длине

пласта (пласт однородный)

.ния. На температуру фронта горения влияет также тип коллек-

|тора. Температура фронта горения в карбонатных пластах выше,

{■чем в песчаных.

, В зоне горения все жидкости испаряются, за исключением

'тяжелых фракций нефти, отлагающихся на поверхности зерен породы в виде коксовидного остатка, служащего топливом для

, внутрипластового горения. Позади фронта горения остается выж­женный пласт. Однако при высоких значениях водовоздушного отношения может находиться остаток несгоревшего топлива.

| В зоне // (рис. 83), непосредственно примыкающей к фронту горения, имеется фильтрация воздуха и испарившейся воды. В зоне / температура уменьшается до температуры нагнетае­мых рабочих агентов. В этой зоне происходит фильтрация воздуха и воды.

К зоне горения /// примыкает зона перегретого пара IV 1 (рис. 83), характеризуется резким падением температуры и ис-

f парением воды, содержащейся в пласте.

Перед зоной перегретого пара образуется зона насыщенного

[пара V, называемая стабилизированной зоной или паровым плато,.

: с температурой, претерпевающей незначительные изменения. В этой зоне происходят трехфазная фильтрация и дистилляция нефти. Размер зоны увеличивается по мере продвижения фронта горения.

 

Зона VI является переходной зоной с трехфазной фильтрацией нефти, воды и газа, конденсацией пара в воду и образованием оторочки горячей воды. Впереди зоны горячей воды и легких углеводородов температура в пласте равна начальной, но еще вы­деляются три зоны, отличающиеся друг от друга насыщенностью пористой среды жидкостями и газом.

Зона VII — так называемый водяной вал.

Зона VIII характеризуется повышенной нефтенасыщенностыо (нефтяной вал).

В зоне IX фильтрация нефти, воды и газа определяется началь­ным распределением их насыщенностей.

Во всех зонах наличие газа (продуктов горения) оказывает влияние на механизм вытеснения нефти. Газы могут содержать большое количество СО2.

Системы и технология разработки. При осуще­ствлении влажного горения впереди фронта горения образуется обширная зона прогрева пласта и жидкостей. Размер ее имеет тот же порядок, что и размер выжженной зоны, и достигает 100— 150 м и более. Это указывает на возможность применения метода влажного горения при сравнительно редких сетках размещения скважин (до 16—20 га/скв) без доведения фронта горения до добывающих скважин, в результате чего сокращается суммарный расход воздуха на добычу нефт/и. Регулированием развития зоны прогрева пласта впереди фронта горения можно сэкономить рас­ход воздуха в 1,5—2 раза. Дополнительную экономию расхода воздуха на добычу нефти можно получить за счет перемещения по пласту созданной тепловой оторочки нагнетанием в пласт обыч­ной воды. В целом же можно считать, что при влажном горении расход воздуха на добычу нефти в 2—3 раза меньше, чем при сухом горении. Но для нагнетания воды могут понадобиться до­полнительные скважины. Удельный расход воздуха на добычу нефти при сухом внутрипластовом горении, согласно различным промысловым испытаниям, может изменяться от 2000 до 3500 м3/м3, а при влажном горении — от 1000 до 2000 м3/м3.

Технология внутрипластового горения должна предусматри­вать постоянно возрастающий объем нагнетания воздуха в соот­ветствии с расширением фронта горения по мере его удаления от нагнетательных скважин. Давление нагнетания воздуха на устье нагнетательной скважины обычно в 1,5—2 раза выше пластового давления.

Максимально возможное сокращение расхода воздуха на до­бычу нефти при влажном горении является основной целью и условием расширения применения этого метода на практике, что возможно только при осуществлении оптимальной техноло­гии процесса.

Реализуемые проекты. Эффективность метода. В настоящее время в различных странах осуществляется более 50 проектов внутрипластового горения. В большинстве из них при­меняется только та или иная комбинация внутрипластового го

рения с заводнением. Наиболее ранние проекты реализуются в США и Румынии. Добыча нефти за счет применения внутри­пластового горения в США превышает 600 тыс. т/год, а в Румы­нии — 430 тыс. т/год [47].

В табл. 42 приведены геолого-физические параметры промыс­ловых объектов, на которых осуществлялись испытания влажного

горения. В табл. 43 приведены основные технологические резуль­таты этих испытаний. Наибольший интерес из них представляют опыты, проведенные на месторождениях со значительной глуби­ной залегания продуктивных пластов и малой вязкостью нефти. Месторождение легкой нефти Слосс было открыто в 1954 г. Его начальные геологические запасы нефти составляли 6 млн. м3. Оно было разбурено к 1958 г. с плотностью 16 га/скв. Через 2,5 года после начала разработки была достигнута максимальная добыча нефти—1530 м3/сут. Месторождение разрабатывалось вначале на упругом режиме, а затем на режиме растворенного газа, и к середине 1958 г. текущая нефтеотдача достигла 11 % от начальных запасов нефти. В это время было начато заводнение-месторождения, в результате которого среднесуточная добыча нефти увеличилась на 400 м3/сут. К середине 1963 г. вся залежь была обводнена. В это время и начались испытания влажного горения на одном из участков месторождения [46].

Общие результаты заводнения и достигнутая при этом нефте- ' отдача не приводятся, однако указывается, что к началу приме­нения влажного горения остаточная нефтенасыщенность пласта оценивалась величиной порядка 30 % (± 10 %).

Четыре добывающие скважины располагались примерно в 320 м от нагнетательной. Скважины эксплуатировались до чи­стой воды и перед началом опытных работ простаивали уже в те­чение 2—3 лет.

Горение было начато в мае 1963 г., после чего в течение 34 сут в пласт закачивался один воздух с расходом 28 тыс. м3/сут. Б июне 1963 г. процесс был переведен на режим влажного горе­ния. Закачка водовоздушной смеси в нагнетательную скважину продолжалась до октября 1965 г., затем из-за резкого снижения приемистости нагнетание рабочих агентов разделили: воздух закачивали в оценочную скважину, расположенную в 45 м от нагнетательной, а воду — в нагнетательную. Средний водо­воздушный фактор составлял 7,5 ■ 10~3 м3/м3. Темп нагнетания воздуха также был высоким — более 40 тыс. м3/сут. Давление нагнетания составляло 23 МПа.

Добыча нефти за счет влажного горения составила 13,4 тыс.м3, а средний дебит нефти реагирующих скважин—13,5 м3/сут. Сум­марная закачка воздуха равна 40,7 млн. м3.

Согласно анализу кернов из скважин, расположенных на рас­стоянии 45 и 90 м от нагнетательной, был сделан вывод, что фронт горения продвинулся на расстояние порядка 90 м, а сред­ний охват пласта горением по толщине составляет 80%- Удель­ное количество сгорающей нефти равно примерно 15 кг/м3 пласта (L3—15 % от начальной насыщенности).

К концу 1965 г. коэффициент извлечения нефти на опытном участке достиг 43 % от запасов нефти к началу осуществления процесса. Было принято решение о расширении программы примене­ния влажного горения на месторождении Слосс. Эта программа реализована на площади 388,5 га и была самой крупной из извест­ных программ третичных методов добычи нефти. Как и на опыт­ном участке, система размещения скважин была площадной пятиточечной. Всего было десять элементов, плотность размеще­ния скважин на большинстве из них составляла 32 га/скв. Два элемента из упомянутых были объединены. Программа испытаний включала 9 нагнетательных и 27 добывающих скважин.

Средний темп нагнетания воздуха составлял 250 тыс. м3/сут, или 28 тыс. м3/сут в расчете на одну нагнетательную скважину. После создания фронта горения его постепенно увеличивали в течение месяца. В дальнейшем в призабойной зоне сильно по­вышалось сопротивление и скважины практически не принимали воду. Поэтому сравнительно длительный период (примерно 8 мес.) в пласт закачивали только воздух.

Нагнетание воды было начато в ноябре 1967 г. Накопленный водовоздушный фактор за 4,5 года составил 4,4 • 10~3 м3/м3. Всего в пласт в период осуществления влажного горения было закачано 1,72 млн. м3 воды. Затем 2,5 года осуществлялось обыч­ное заводнение.

Перед началом опытных работ нефть давали только шесть скважин с суммарным дебитом 51, 7 м3/сут. Все остальные сква­жины были обводнены и закрыты. По оценкам, за счет продолже­ния заводнения можно было бы получить максимум 19,1 тыс. м3 нефти.

Максимальный отбор нефти был достигнут на стадии осуще­ствления влажного горения в 1968 г. и составил 87,5 м3/сут.

За период осуществления процесса горения (4,5 года) из за­лежи было добыто 102,8 тыс. м3 нефти. С учетом добычи нефти из опытного участка к началу реализации расширенной про­граммы общий отбор нефти составил 116,2 тыс. м3 нефти. В ра­счете на эту добычу воздухонефтяной фактор составил 3700 м3/м3.

В результате применения влажного горения с учетом добычи при заводнении из залежи было извлечено 179,7 тыс. м3 нефти, т. е. 19,1 % от остаточных после заводнения запасов нефти. На­копленный воздухонефтяной фактор составил 2390 м3/м3.

Объемный коэффициент охвата пласта горением был значи­тельно ниже 50 % из-за трудностей регулирования процесса при площадной системе размещения скважин. В то же время наблю­далось перемещение высокотемпературных зон на значительные расстояния (до 360 м).

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

Интересные результаты былк 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 дебиты 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 первоочередном опытном участке составлял около 2200 м3/т. Начатая в июне 1973 г. закачка воды наряду с возду­хом, позволила уже к октябрю 1973 г. уменьшить удельный рас­ход воздуха до 1700 м3/т. Нефтеотдача за фронтом горения со­ставляла 45—50 % от запасов.

В 1971 г. испытания влажного горения были начаты на место­рождении Беллевью (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. м5 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 нашей стране 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.

Коллектор Песчаник

Глубина залегания кровли пласта, м 250—300

Площадь опытного участка, га 9,26

Толщина пласта, м:

общая 57

эффективная нефтенасыщенная 35,4

Проницаемость, мкм2 0,53

Нефтенасыщенность, %:

начальная 80

текущая на 1/IV 1973 г 71

Вязкость нефти, мПа-с 136

Нефтеотдача на I/IV 1973 г., % ' П.4

Разработка залежи горизонта ПКв в районе опытного участка была начата в 1930 г. на режиме растворенного газа с переходом в дальнейшем на гравитационный режим с весьма невысокимиРис. 84. Изменение во времени технологических показателей разработки опытного участка месторождения Балаханы—Сабунчи—Романы (площадь Хоросаны, гори­зонт ПК) при влажном внутрипластовом горении.

, — закачка воздуха; QB — добыча нефти; QB — содержание воды в продукции; <2ЗВ— закачка воды; пи — число нагнетательных скважин

•емпами отбора нефти, составляющими в среднем около 0,3 % год от начальных балансовых запасов нефти.

К началу опытных работ участок эксплуатировался 16 добы-;ающими скважинами, расположенными тремя рядами вокруг агнетательной скважины на расстоянии соответственно 60, 130 |и 180 м с дебитами 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 горения, который в течение 1973 г. поддерживался нагнетанием •в пласт только воздуха, т. е. осуществлялся процесс сухого горе­нияВ конце декабря 1973 г. была начата пробная, а с марта 1974 г. — регулярная закачка воды вместе с воздухом.

Пластовое давление в районе первого ряда добывающих сква­жин увеличилось от 0,58 до 2—2,5 МПа, что позволило перевести реагирующие скважины на фонтанирование.

Добыча нефти из добывающих скважин опытного участка воз­росла от 13,4 до 20 т/сут (рис. 84).

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 горения текущее водовоздушное

отношение изменялось от 0,0005 до 0,025 м3/м3. Накопленное во-довоздушное 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 горения 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 около 10 тыс. м3/сут, а воды — 10 м3/сут.

С 1981 г. осуществляется крупный промышленный опыт внутри-пластового 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.

Недостатки, ограничения, проблемы. Метод внут-рипластового 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 мало­проницаемых 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 водовоздушных 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 горения 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 горения. 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 нефти 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 горения будет развиваться в этих напра­влениях.

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.

Механизм процесса. В этом процессе пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вяз­костью нефти через специальные паронагнетательные скважины

Рис. 85. Распределение температуры Г и насыщенности S по длине однород­ного образца L при вытеснении нефти паром.

Зона: / — дистилляции нефти; // — конден­сации легких фракций нефти и пара; /// — конвективного прогрева пласта и объем­ного расширения нефти

расположенные внутри контура нефтеносности. Пар, обладающий большой теплоемкостью — более 5000 кДж/кг — в 3—3,5 раза выше горячей воды при 230 °С, 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).

Зона пара вокруг нагнетательной скважины с температурой,
изменяющейся от температуры пара до температуры начала кон­
денсации (400—200°С),в которой происходят экстракция из нефти
легких фракций (дистилляция нефти) и перенос (вытеснение) их
паром по пласту, т. е. совместная фильтрация пара и легких фрак­
ций нефти.

Зона горячего конденсата, в которой температура изменяется
от температуры начала конденсации (200 °С) до пластовой, а горя­
чий конденсат (вода) в неизотермических условиях вытесняет лег­
кие фракции и нефть.

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

При нагреве пласта происходят дистилляция нефти, снижение вязкости и объемное расширение всех пластовых агентов, измене­ние фазовых проницаемостей, смачиваемости пласта и подвижно-стей нефти и воды и др.

■ Основную долю эффекта вытеснения нефти (40—50 %) обеспе­чивает снижение вязкости нефти, затем — дистилляция нефти и из-

менение подвижностей (по 18—20 %) и в меньшей мере — расши­рение нефти и смачиваемость пласта.

Технология и система р аз р а б отки. Продвижение по пласту зон пара и горячего конденсата сопровождается потерями, уходом теплоты из нефтяного пласта в окружающие породы, кото-ые пропорциональны температуре этих зон на границе с окру-:ающими породами, температуре на поверхности контакта с ними, одолжительности контакта и др.

При малой толщине нефтяного пласта на границе с окружаю-;ими породами всегда будет высокая температура, относительная юверхность теплообмена (по отношению к объему пласта) также 1удет очень большой, вследствие чего при больших расстояниях:ежду скважинами применение пара, как правило, неэффективно, "оэтому для оптимальной технологии и систем вытеснения нефти:аром характерно то, что способствует сокращению потерь теплоты достижению более полного и равномерного прогрева всего (бъема залежей.

С этой целью для этого метода выбирают нефтяные пласты достаточно большой толщиной (15 м и более), вскрывают их нагнетательных скважинах в средней части, системы размещения скважин принимают площадные с плотностью сетки от 1—2 до:—8 га/скв, обеспечивает максимально высокий темп нагнетания ара с чередующейся закачкой пара и воды, после достаточного рогрева пластов переходят на их заводнение и др.

Реализуемые проекты. Вытеснение нефти из пластов:аром получило широкое применение во всех странах, разрабаты-■ающих месторождения с высокой вязкостью нефти. Этот метод ■величения 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-промышленные работы по ракачке пара в пласты начали широко осуществляться с 60-х годов в Краснодарском крае, на Украине и др.

Вытеснение нефти тепловой оторочкой, перемещаемой по пласту ['нагнетанием вслед за паром холодной воды, было реализовано на 'месторождении Оха (о. Сахалин). Эта технология обладает зна-:ительной эффективностью и теперь применяется в промышленном 'объеме в достаточно широком диапазоне геолого-физических свойств для залежей нефти в песчаниках, ранее разрабатываемых на естественных режимах истощения (месторождения Оха, Ярег-ское, Кенкиякское и др.) (рис. 86). Метод вытеснения нефти паром в карбонатных коллекторах испытан незначительно.

В настоящее время метод испытывается в промышленных усло­виях на 12 месторождениях (16 объектов разработки). Испыты-ваются различные модификации метода: вытеснение нефти паром, циклическое паротепловое воздействие на пласты, сочетание за­качки пара в пласты с паротепловыми обработками призабойных

Рис. 86. Изменение во времени технологических показателей разработки опытного

участка Кенкиякского месторождения при вытеснении нефти паром. QB — содержание воды в продукции; QH—добыча нефти; Qnap — закачка пара; пш — число

нагнетательных скважин

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 зака­чивается 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.

В США широко применяется пар на месторождениях с высокой вязкостью нефти. Метод позволяет извлекать более 6 млн. т нефти в год, а совместно с пароциклическими обработками — более 12 млн. т в год.

В Венесуэле нефть при помощи вытеснения паром добывают на месторождениях с высоковязкой нефтью в районе оз. Маракаибо (Тиа Хуана, Боливар и др.) в объеме более 1 млн. т в год, а совместно с пароциклическими обработками — около 7 млн. т в год.

Эффективность технологическая и экономиче­ская. Технологический эффект зависит от равномерности про­грева пласта и степени использования теплоты для прогрева пласта и жидкостей. Применение пара на месторождениях с глу­биной залегания высокопроницаемых пластов не более 500—800 м и вязкостью нефти выше 200—1000 мПа-с потенциально может обеспечить конечную нефтеотдачу пластов до 50—55 % против возможных 15—18 % при заводнении. Однако при неэффективной технологии процесса или при неподходящих (трещиноватых, с малой нефтенасыщенностью) объектах увеличение конечной

Рис. 87. Изменение среднего дебита

нефти q во времени на опытном

участке закачки пара Кенкнякского

месторождения.

1 — средний расчетный дебит одной сква­жины без закачки пара; 2 — фактический средний дебит одной скважины при закачке пара; заштрихованная область — эффект от применения пара

/375

WBS

нефтеотдачи пластов от применения пара может быть столь несу­щественным, что не компенсирует даже расхода нефти на произ­водство пара.

При сжигании 1 т нефти в парогенераторах можно получить до 13—15 т пара. На некоторых месторождениях, например Бостон в Средней Азии, до 10 т пара расходовалось для получения 1 т нефти из пласта. Ясно, что такой процесс не может быть эф­фективным.

При благоприятных условиях вытеснения нефти паром расхо­дуется всего 2,5—3,5 т пара на 1 т дополнительной добычи нефти. Такую удельную эффективность процесса вытеснения нефти паром можно считать вполне удовлетворительной, так как за счет 1 т нефти, сожженной в парогенераторе, можно получить 4—5 т цефти из пласта.

Технологическую эффективность метода можно увеличить за­качкой перед паром оторочки углеводородного растворителя, если он не вызывает выпадения асфальтенов в пласте.

Экономическая эффективность вытеснения высоковязкой нефти паром определяется его стоимостью, ценой нефти, удельной эффек­тивностью процесса, расходом пара на 1 т добычи дополнительной нефти. Затраты на добычу 1 т нефти могут составлять от 15—20

до 30—50 руб.

Эффект в добыче нефти от применения пара проявляется очень быстро, через 1—1,5 года после закачки, затем в течение 2—4 лет поддерживается постоянным, после чего резко падает за 2—3 года до экономического предела (рис. 87).

Недостатки, ограничения, проблемы. К недостат­кам метода вытеснения нефти паром следует прежде всего отнести необходимость применения высококачественной чистой воды для парогенераторов, чтобы получить пар с насыщенностью 80 % и теплоемкостью 5000 кДж/кг. В воде, питающей парогенератор, должно содержаться менее 0,005 мг/л твердых взвешенных частиц и полностью должны отсутствовать органические вещества (нефть, соли), растворенный газ (особенно кислород), а также катионы магния и кальция (нулевая жесткость).

Обработка воды химическими реагентами, умягчение, удаление газов, обессоливание требуют очень больших расходов, иногда Достигающих 30—35 % от общих расходов на производство пара.

Вытеснение нефти паром из песчаных пластов после прогрева и подхода фронта пара к добывающим скважинам сопровождается выносом песка, а из глинистых пластов — снижением их проницае­мости, что создает дополнительные трудности.

Отношение подвижностей пара и нефти хуже, чем отношение подвижностей воды и нефти, поэтому охват пласта вытеснением паром ниже, чем при заводнении, особенно в случае вязкостен нефти более 800—1000 мПа-с. Повышение охвата пластов процес­сом вытеснения нефти паром — одна из основных проблем, требую­щих решения. Другая, наиболее сложная проблема при примене­нии пара — сокращение потерь теплоты через обсадные колонны нагнетательных скважин, которые в обычных условиях достигают 3—4 % на каждые 100 м глубины скважины.

При больших глубинах скважин (1000 м и более) потери теп­лоты в нагнетательных скважинах могут достигать 35—45 % и более от поданной на устье скважины, что сильно снижает эко­номическую эффективность процесса. Термоизоляция паронагнета-тельных труб особенно в глубоких скважинах снижает эти потери, но при этом встречаются технические трудности. Цементация колонны должна осуществляться до самого устья скважины. Це­мент должен быть расширяющимся со специальными добавками (до 30—60 % кремнезема), термостойким.

Все сказанное обусловливает основное ограничение на примене­ние метода —глубина не более 800—1000 м. С повышением темпа нагнетания пара потери теплоты резко снижаются.