6. Тепловые методы повышения нефтеотдачи пластов

В связи с тем, что в десятой и одиннадцатой пятилетках открыты крупные месторождения высоковязких нефтей, обретают большую актуальность вопросы повышения их нефтеотдачи ис

пользованием тепловых методов, когда в нефтепродуктивный пласт вводится тепло. При этом вязкость нефти снижается, а нефтеотдача увеличивается.

Среди тепловых методов воздействия на нефтяные пласты выделяют два направления: закачка в пласты пара и нагретой воды и внутрипластовое горение.

Вытеснение нефти паром. Метод направлен на снижение вязкости нефти при ее нагреве. Кроме того, важную роль при вытеснении нефти из пористой среды играет дистилляция легких фракций нефти в газовую фазу. Эффективность способа зависит, в первую очередь, от свойств пластовой нефти. Считается, что метод целесообразно применять в пластах с вязкостью нефти более 50 мПа-с. По имеющимся данным промысловых экспериментов установлено, что лучшие результаты паротеплового воздействия получают в поровых коллекторах. Сильная неоднородность, трещиноватость, а также набухание глин пласта, как результат взаимодействия с дистиллятом пара, — основные факторы, ограничивающие область применения способа.

Эффективность способа снижается с уменьшением пористости и проницаемости пласта. Результаты исследований показывают, что нижний предел пористости до использования метода составляет 18—20%, проницаемости — около 0,1 мкм². Увеличение толщины пласта положительно сказывается на повышении эффективности метода. Однако при толщине пласта свыше 20 me начинают проявляться гравитационные силы, что приводит к некоторому снижению эффективности. На эффективность метода существенное влияние оказывают теплопотери при закачке пара с поверхности.

Изменение температуры с глубиной при закачке в пласты пара или горячей воды с поверхности можно рассчитать по формуле Э. Б. Чекалюка

-

XK(t)

XK(t)

T(z, t) = T₀+TH-(M + T)^-₎[l-e~ ^qh^cb ] _е Vb ДГ₀,

(8.13)

где Т₀ — температура нейтрального геотермического слоя; Г — геотермический градиент; Н — глубина скважины; Q_H — расход нагнетаемого теплоносителя; с_в — теплоемкость нагнетаемой жидкости; X — коэффициент теплопроводности среды, окружающей ствол скважины; АТ₀ — превышение температуры теплоносителя над температурой нейтрального слоя; K(t)—функция времени

где Q — температуропроводность породы; г_с — радиус скважины; М — температурный градиент, обусловленный гидравлическими сопротивлениями в стволе скважины,

(8.15)

где А—термический эквивалент механической работы (при расчетах обычно принимается Л =0,09806 Дж/(кг-см); р₃ и р_у— давления на забое и устье скважины; р — плотность жидкости.

Первое слагаемое в формуле (8.13) определяет возрастание температуры в стволе скважины, обусловленное проявлением геотермического градиента температур. Оно отвечает распределению температуры в стволе скважины, остановленной на длительное время. Второй член уравнения (8.13) определяет снижение температуры нагретой воды за счет теплопередачи в окружающие породы. Третий член определяет дополнительный нагрев стенок скважины за счет горячей воды.

При нагнетании в скважину горячей воды с постоянной температурой, т. е. A7’₀ = const, может оказаться, что снижение температуры, отвечающее второму члену, равно повышению температуры, определяемому третьим членом, т. е. приращение температуры погашается снижением ее за счет теплопередачи. С учетом этого условия можно рассчитать глубину, на которой это происходит.

Приравнивая второе и третье слагаемые в формуле (8.13), получаем

%K(t)

Д

In [l +

(М + Г) <?_нс_в

Г₀]. (8.16)

По формуле (8.16) вычисляют глубину, на которой температура нагнетаемого теплоносителя снижается до геостатической температуры пласта. Из формулы (8.16) следует, что так как время входит под знак логарифма, то положение точки Я₀ по глубине меняется очень медленно. Поэтому на применение метода повышения нефтеотдачи закачкой теплоносителя с поверхности существуют ограничения по глубине скважин.

На рис. 8.8 показаны кривые изменения температуры по стволу нагнетательной скважины при закачке горячей и холодной воды, а также геотермическая кривая. Из этого рисунка следует, что максимально допустимая глубина применения способа определяется точкой Но. Кроме того, температурная кривая при закачке горячей воды имеет точку перегиба, после которой происходит уменьшение температуры нагнетаемой жидкости по мере увеличения глубины. Э. Б. Чекалюком эта точка названа точкой инверсии температур. Она определяется по уравнению

16. исследованием его на минимум функции T(z, t), из условия

—о Н — ^с°® in Г1 -4- ^М дт ~| /я 171

dz —^{U Hvi}~XK{t) ¹ L + г "т~ Tc_BQ ^ДУо_|- (о.17)

Из сравнения формулы (8.16) и (8.17) следует, что при М = О они совпадают. При этом гидравлические сопротивления в стволе скважины отсутствуют, т. е. (р₃—р_у)/(р£Я)=Т. Но, так как обычно (Рз—р_у)/(рё^гЯ)<1, то М< 1, а Я_И<Я₀.

При сравнении расчетов по формулам (8.16) и (8.17)

Э. Б. Чекалюком показано, что при нагнетании воды в количестве Q = 5000 кг/ч, нагретой до 100 °С или ДГ_о = 80°С в скважину радиусом г_с = 0,1 м в случае геотермического градиента Г = = 0,03 град/м, М = 0,003 град/м и Л, = 16,72 кДж/(м-с-К), Я₀ = = 2800 м; Я_и=1600 м.

Таким образом, из расчетов видно, что эффективное нагнетание теплоносителя в заданных условиях определяется глубиной до 1600 м.

Инверсия температурной кривой (см. рис. 8.8,. кривая 3) для случая нагнетания холодной воды отсутствует,, поэтому холодная вода охлаждает ствол скважины на всем интервале, включая пласт, в который проводится закачка воды.

С ростом глубины скважины теплопотери в среду, окружающую ствол скважины, возрастают, поэтому применение способа ограничивается глубиной скважин в 1000—1200 м.

Наряду с использованием пара, находит применение метод нагрева пласта с горячей водой (до 200°С). Закачка теплоносителей (перегретого пара или горячей воды) в пласт обязательна при внутриконтурном заводнении месторождений, нефти которых высокопарафинистые и пластовая температура близка к температуре начала кристаллизации парафина. После предварительного разогрева призабойной зоны пласта и вытеснения нефти на расстояние нескольких десятков метров от скважины можно переходить на закачку холодной воды. Размеры зон прогрева и последующего охлаждения определяются термогидродинамическими расчетами в зависимости от темпа нагнетания горячей и холодной воды, температур пласта и теплоносителя, а также теплофизических характеристик пласта и теплоносителя и др. Метод закачки горячей воды находит применение на месторождениях Жетыбай и Узень (Казахская ССР).

Внутрипластовое горение. Извлечение нефти из пластов при внутрипластовом горении осуществляется нагнетанием в пласт воздуха или же воздуха и воды. В первом случае метод получил наименование «сухого» внутрипластового горения, во втором— «влажного» внутрипластового горения.

Суть метода внутрипластового горения при разработке залежей нефти сводится к образованию и перемещению по пласту

высокотемпературной зоны сравнительно небольших размеров, в которой тепло генерируется в результате экзотермических реакций между частью содержащейся в пласте нефти и кислородом нагнетаемого в пласт воздуха.

М

Рис. 8.8. Изменение температуры по стволу скважины:

1 — при отсутствии закачки; 2 — при закачке горячей воды; 3 — при закачке холодной воды

етод внутрипластового горения подразделяют по направлению движения окислителя и источнику топлива для поддержания окислительных реакций в пласте.

Процесс внутрипластового горения имеет следующие разновидности по направлению движения окислителя:

прямоточный процесс внутрипластового горения и окислителя совпадают;

противоточный процесс, когда зона горения движется навстречу потоку окислителя.

По источнику топлива для поддержания окислительных реакций в пласте внутрипластовое горение различают на:

процесс без ввода в пласт дополнительного топлива (топливо для поддержания горения получается только из находящейся в пласте нефти);

процесс с вводом в пласт дополнительного топлива, которое в определенных условиях компенсирует недостаток в образовании топлива непосредственно из пластовой нефти.

В настоящее время наиболее изучен и широко применяется на нефтяных месторождениях прямоточный процесс внутрипластового горения без ввода в пласт дополнительного топлива.

Прямоточный процесс внутрипластового горения, как и любая его разновидность, начинается с создания в призабойной зоне пласта нагнетательных скважин фронта горения. После того, как процесс горения стабилизировался, в пласте по направлению от нагнетательной скважины к добывающим можно выделить несколько характерных зон (рис. 8.9).

Между забоем нагнетательной скважины и фронтом горения размещается выжженная зона 1. При нормальном течении процесса в ней остается сухая, свободная от каких-либо примесей порода пласта. У кровли и подошвы пласта в данной зоне после прохождения фронта горения может оставаться нефтенасыщенность 2, так как в связи с потерями тепла в кровлю и подошву температура в этих частях может оказаться недостаточной для воспламенения топлива. Лабораторными и промысловыми

Рис. 8.9. Принципиальная схема внутрипластового горения

наблюдениями установлено, что зона фронта горения 3 имеет сравнительно малые поперечные размеры и не доходит до кровли и подошвы пласта. Непосредственно перед фронтом горения в поровом пространстве породы движется зона 4 коксообразо- вания и испарения сравнительно легких фракций нефти и связанной воды. Нагрев этой области пласта осуществляется за счет теплопроводности и конвективного переноса тепла парами воды, нефти и газообразными продуктами горения. Температура в этой зоне падает от температуры горения до температуры кипения воды (в смеси с нефтью) при пластовом давлении.

Перед зоной испарения движется зона 5 конденсации паров- воды и нефти. Температура зоны равна температуре кипения смеси воды и нефти. Впереди этой зоны движется зона 6 жидкого горячего конденсата нефти и воды. Температура jb зоне 6 снижается от температуры конденсации до пластовой. Впереди зоны конденсата нефти и воды может образоваться «нефтяной вал» 7 (зона повышенной нефтенасыщенности) при температуре, равной пластовой.

Последняя зона 8 — зона нефти с начальной нефтенасыщен* ностью и пластовой температурой, через которую фильтруются оставшиеся газообразные продукты горения.

Условие функционирования прямоточного процесса внутрипластового горения сводится к тому, что количество образовавшегося в пласте кокса должно составлять 17 кг и более на 1 м⁵ породы, скорость движения в пласте закачиваемого воздуха должна быть больше скорости движения очага горения (при нарушении этого условия возможно противоточное горение).

Кроме названных критериев, при выборе месторождений для гфоведения внутрипластового горения необходимо руководствоваться следующим:

Плотность нефти, кг/м³ 825—990

Вязкость нефти, мПа-с Более 10

Толщина пласта, м 3—20

Пористость, % Более 20

Проницаемость, мкм² Более 0,1

Глубина залегания пласта, м До 900

В последнее время с неплохими результатами проводят опытно-промышленные работы по влажному внутрипластовому горению, суть которого заключается в том, что одновременно с воздухом в пласт подают в определенном соотношении воду. Очаг горения после себя оставляет нагретую породу, тепло которой при обычной схеме используется лишь частично на нагревание воздуха. При добавлении воды оставшееся тепло можно использовать на ее нагрев и испарение. Испарившаяся вода проходит через фронт горения, не оказывая существенного влияния на процесс горения. Достигнув же зоны конденсации 5 водяной пар конденсируется, увеличивая размеры этой зоны и количество тепла в ней. Скорость перемещения нефти от нагнетательной скважины к добывающей при влажном горении выше.

Другой важной особенностью влажного горения является то, «то пластовая температура в зоне горения существенно ниже, чем при «сухом» горении. Это предупреждает пережег пород, слагающих пласт, что нередко служит причиной прекращения внутрипластового горения, так как после высокотемпературной обработки порода при контакте с водой вспучивается, снижая приемистость скважиной воды и воздуха.

Расчеты процесса разработки залежи нефти при внутрипла- стовом горении включают определение количества нагнетаемого воздуха и воды, количества добываемой нефти, нефтеотдачи и сроков разработки использованием уравнений материального и теплового баланса, а также уравнений гидрогазодинамики.

П-окажем решение задачи по определению технологических показателей на примере элемента пятиточечной системы, следуя методике, показанной И. Д. Амелиным.

Общее количество воздуха, требующееся для выжига пласта,

• 1

С?возд ⁼ О^плО'возд 1 (8.18)

где а — коэффициент охвата пласта горением по объему принимается равным произведению коэффициента охвата пласта по площади на коэффициент охвата по толщине (a=a_sah), которые, в свою очередь, могут приниматься равными a_s = 0,626 и ан = =0,6—0,7; Упл — поровый объем пласта; у — коэффициент ис

пользования воздуха; <7_В03Д — количество воздуха для выжигания- кокса в 1 м³ пласта

*

^ш<рр,' min> м/с

9 1Z Л,м

Рис. 8.10. Зависимость скорости перемещения фронта горения от толщины пласта.

При содержании кокса в породе, кг/м³:

/ — 32; 2 — 24; 3 — 20; 4 — 19,2; 5—18,4

(8.19)

7возд — <712.

Здесь q — количество

КОКСОВОГО'

остатка, образуемого в пласте из нефти при ее нагревании; 12 — удельный расход воздуха на сжигание 1 кг коксового остатка. Количество q определяется опытным путем.

Для функционирования очага; горения по прямоточной схеме необходимо обеспечить подачу воздуха в таком объеме, чтобы скорость перемещения фронта- горения в пласте была бы не ниже минимально допустимого ее значения. Последняя определяется на основании уравнений теплового баланса для фронта горения с учетом количества кокса в породе и теплопотерь в; кровлю и подошву пласта (рис. 8.10).

Для обеспечения надежности функционирования очага горения скорость перемещения в расчетах принимают в 3 и более- раза выше минимально допустимой скорости, т. е.

0)ф ⁼ фСОф miri) (8.20)

Ф — назовем коэффициентом надежности функционирования: фронта горения. С другой стороны, скорость перемещения фронта определяется из условия

соф= У_Т"Р/ (2я/хэф^возд^^/ф) * (8.21)

где /г_Эф — эффективная толщина пласта; г'ф — радиус фронта горения; У_т^пр — предельный темп нагнетания воздуха, определяемый для пятиточечной системы по формуле

п^р=

(8.22)

-1,238

lAhhipl^-plJ 10*

( 2,3 lg

'‘сГф

где k₃ — эффективная проницаемость для воздуха; р_зн, р_зд— давление на забое нагнетательной и добывающей скважин; а — расстояние от нагнетательной до добывающей скважины; г_с — радиус скважины; Т_пл— температура пласта, К; ц — вязкость воздуха.

Из формулы (8.22) следует, что предельный темп нагнетания достигается при максимальном давлении нагнетания установленного компрессора и минимально допустимом снижении за-

бойного давления в добывающих скважинах. Отметим, что значение забойного давления в нагнетательных скважинах также ограничивается. Не допускается ведение процесса при давлении на забое выше горного давления или при давлении, приводящем к раскрытию трещин в пласте, так как это обусловливает неравномерность процесса вытеснения.

Из (8.20), (8.21) и (8.22) получим

7,4*3 (р!_н—р!„) 10»

^ГФ = 7 *"15 г- (8.23)

2яд_ВОздфЫф minp.?¹ ( 2,3 lg г_сГф 1,238 J

Если задача решается для конкретных условий разработки,, когда расстояние между нагнетательной скважиной и добывающими уже известно, а р_зн и р_зя предопределены ранее проведенными исследованиями и установленным оборудованием, то- непосредственно из (8.23) рассчитывается радиус выжженной зоны пласта г'ф, до которой очаг горения будет функционировать надежно. Следует отметить, что радиус фронта горения,, определенный по (8.23) должен корректироваться исходя из выполнения условия г'ф^0,25; шф^0,15 м/сут; о)ф>Змф_П1т-

Рассчитанное и скорректированное значение Гф' отвечает первому этапу осуществления процесса, когда в нагнетательную скважину закачивают только воздух. В зоне пласта, ограниченной радиусом г'ф, накапливается тепло, которое лишь частично используется на нагрев воздуха, поэтому второй этап разработки начинают вводом в предварительно разогретую зону вместе с воздухом воды. При добавлении воды оставшееся тепло расходуется на ее нагревание и испарение. Через фронт горения вода проходит в паровой фазе, не оказывая влияния на процесс горения. Достигнув оторочки горячих жидких продуктов (зона 6), пар конденсируется, способствуя увеличению количества тепла, которое выделяется в этой области. Скорость перемещения

оторочки нагретых жидкостей возрастает, она быстрее достигает добывающих скважин, благодаря чему продолжительность разработки сокращается.

Определив по (8.23) г'ф, по формуле (8.22) вычисляют предельный темп нагнетания У_т^пр. Продолжительность периода разработки при выжиге пласта с образованием фронта г'ф рассчитывают по формуле

г'=г'_ф/со_Ф. (8.24)

Нефтеотдача на участке пласта, охваченном горением,

т)' = 1—^Sq+Stk , (8.25)*

,^SH

где s„ — нефтенасыщенность в начале осуществления процесса;

<⁸-²⁶> 221

Здесь q — количество кокса в породе, кг/м³; р_н — плотность пластовой нефти, кг/м³; m — пористость, доли единицы; У₀ст — удельный расход окислителя (воздуха) обычно равняется 12—15 м³/кг; Q_r — удельная теплота сгорания получаемых газообразных продуктов; Q_H — удельная теплота сгорания пластовой нефти.

К

et_s от параметра /₀

оэффициент нефтеотдачи для всего участка пласта пятиточечной системы разработки к моменту достижения фронтом горения величины г'ф определяют по формуле

Л = аназц'+ц" (1 — ала*), (8.27)

где аh — коэффициент охвата пласта по толщине; а₅ — коэффициент охвата пласта по площади; г\" — нефтеотдача в зоне, не охваченной фронтом горения, получаемая в результате теплопроводного нагрева породы и нефти (обычно принимается равной 0,4). Коэффициент охвата по площади определяется по графику (рис. 8.11) в зависимости от параметра 4, который вычисляют по формуле

£*а “ Ут^П^/ (Л^э(0ф^возд) • (8.28)

Здесь а — расстояние между нагнетательной и добывающей ^скважинами, м.

Так как при внутрипластовом горении основное количество нефти получаем за счет вытеснения ее оторочкой горячих жид- жих продуктов (зона 6 на рис. 8.9), то при достижении оторочки добывающих скважин горение можно прекратить, перестав закачивать воздух. Положение зоны нагретых нефти, конденсата, воды в зависимости от фронта горения определяется по формуле

_ , /~л ^спрРпр9возд /о oq\

г₀-г_фу G_{np Спл}-_л-_йг ,

тде Gnp — суммарное количество смеси газообразных и жидких (кроме нефти) продуктов в любой момент времени; с^р, р_пр — удельная теплоемкость и плотность этой смеси в газообразном состоянии; с_пл, р_пл — удельная теплоемкость и плотность пласта, насыщенного водой; G_r — суммарное количество воздуха, заказанного в пласт на тот же момент времени.

Если принять, что смесь состоит из азота, паров реакционной воды, паров связанной воды и паров воды, подаваемой вместе

с нагнетаемым воздухом при «влажном» горении, то количество смеси в любой момент времени можно подсчитать по формуле

G_np = 0,79 У_трм_аЧ - + -^-s_Bmp_B+V_Tep_B, (8.30)

<?ВОЗд12 + ^га 9возд

где V_T — средний объемный расход воздуха за время t, м³/сут; Pn₂> Рв —плотность соответственно азота и воды, кг/м³; п —

отношение водорода к углероду в коксовом остатке; s_B — водо-

насыщенность; е — отношение объема поданной воды к объему поданного воздуха, доли единицы; у — коэффициент использования воздуха, который обычно принимают равным 0,9.

Плотность и удельную теплоемкость смеси в формуле (8.29) определяют так

_рпр= ; (8.31)»

3n₂Ph₂o+9h₂oPn2

iⁿ

^пр ^n₂(7n₂ ду (?НгО> (8.32).

где <7n₂ — массовая доля азота в смеси

(7n₂ ⁼ 0,79F_Tp_N2/G_np; (8.33)<

<7н₂о— массовая доля водяных паров в смеси

V _ту 9 qn F_Ty

■+~i-⁵—s_Bmp_B + F_Tep_B

дн₂о = ^{qww 12+}~ ^ , (8.34)*

^пр

Cn₂ — удельная теплоемкость азота, кДж/(кг-°С); L" — удельная энтальпия насыщенного пара, соответствующая среднему давлению между р_н и р_э, кДж/кг; АТ — разность между пластовой температурой пара и начальной пластовой температурой.

Из формулы (8.29) следует, что отношение г₀/г_ф не зависит ст времени. Поэтому, рассчитав по формуле (8.29) отношение г₀/гф для периода V при г_ф = г'ф, определим Гф для г₀ = а.

Объем выжженной зоны для момента прорыва оторочки в добывающие скважины, когда г₀ = а, определяется по формуле

V_r = s_rahh₃, (8.35)

где ah — охват пласта горением по толщине; S_r — площадь выгоревшей зоны

^{а —г}ф

где a_s — коэффициент охвата по площади, находится по рис. 8.11 и формуле (8.28).

При выводе формулы полагали, что на участке пласта в пределах площади, определяемой радиусом г'ф, коэффициент

охвата площади очагом горения равен единице, а в пределах -площади, ограниченной радиусом г_ф=а, определяется по рис. • 8.11. Площадь выгоревшей зоны для Гф находится линейной интерполяцией между первой и второй площадями по радиусу.

Суммарное количество воздуха, необходимое для выжигания объема пласта W.

Qb03A = <7b03A Vr — • (8.37)

У

Заметим, что при наличии результатов промысловых исследований по определению коэффициентов охвата пласта по толщине и площади для расчета У_г удобнее пользоваться формулой (8.35).

Время, необходимое для осуществления процесса (от момента начала закачки в пласт воздуха до подхода оторочки нагретых жидкостей к добывающим скважинам), вычисляется по ■формуле

t= ^^возд~^°ЗД--)-г, (8.38)

где (З'возд — количество воздуха, закачанное в пласт за первый тер иод,

<Э'_В03Д= у Vt"p t'. (8.39)

Объем извлекаемой нефти за весь период разработки

1^/„н=2а²/1_э5_пт]. (8.40)

Среднее количество воздуха, затраченное на извлечение 1 м³ иефти,

Гвозд ⁼ Qbo3a/^hh- (8.41)

Средний дебит нефти на одну добывающую скважину

<7h = V„„/(JV/), (8.42)

где N — число добывающих скважин. Для пятиточечной системы разработки N=4.