Разработка нефтяных месторождений

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

âАзербайджане (Хоросаны), в Казахстане (Узень, Кенкияк) и др.

Большое внимание тепловым технологиям уделялось и

âмире, особенно в США, Венесуэлле и Канаде. Причем больше всего реализуются проекты, предусматривающие закачку теплоносителя (около 80 % от всех тепловых технологий).

Приблизительно из 3,5 % годовой добычи нефти, полу- чаемой в настоящее время за счет методов увеличения нефтеотдачи, почти 90 % приходится на тепловые технологии и в первую очередь на закачку теплоносителя. Объемы применения метода внутрипластового горения в мировой практике в настоящее время существенно сократились из-за проблемы обеспечения безопасности работ, и насчи- тывают менее 10 % проектов, в том числе 5 % в Индии и 2 % в США.

20.1. ЗАКАЧКА ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ

Теплоносителями могут быть горячая вода, пар и парогаз. Для приготовления теплоносителя используют пресную или опресненную морскую воду, водяной пар или парогазовые смеси. Нагрев воды осуществляется в водогрейных установках, а пар получают с помощью парогенераторов как поверхностных, так и забойных.

Закачка горячей воды. Метод был предложен еще в 1950-х гг. Нагнетание в пласт горячей воды для увеличе- ния нефтеотдачи характеризуется незначительными объемами внедрения и в основном на неглубоких залежах нефти. На более глубоких (например, Узень в Казахстане) закачка горячей воды имела другую цель предотвращение охлаждения прискважинной зоны пласта зака- чиваемой холодной водой и выпадения в ней парафина (содержание парафина в узеньской нефти достигает 30 %).

В 1960-х гг. метод закачки теплоносителя получил экспериментальное и теоретическое обоснование как способ разработки: «Метод тепловых оторочек». Очевидно, что технология тепловых оторочек менее эффективна по сравнению с непрерывной закачкой горячего теплоносителя, из-за меньшего количества вводимой в пласт теплоты. Од-

271

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

нако экономически она более привлекательна вследствие существенного снижения затрат на подготовку горячей воды и пара.

Механизм нефтеотдачи при закачке теплоносителя гораздо сложнее, чем при традиционном методе заводнения. Это обусловлено проявлением следующих физических явлений:

существенным снижением вязкости пластовой нефти при увеличении температуры;

увеличением объема нефти в пласте за счет термиче- ского расширения;

повышением проницаемости коллекторов за счет обратного растворения в нефти отложений парафина и смол;

увеличением охвата пласта воздействием за счет теплопередачи;

ростом дебитов скважин по нефти;

предотвращением охлаждения прискважинной зоны пласта в случае заводнения холодной водой залежей высокопарафинистой нефти.

В отечественной практике закачку горячей воды впервые осуществили в 1962 г. на Войвожском месторождении.

Наиболее крупные работы были реализованы в период 1973 1994 гг. на месторождении Узень, где созданная оторочка из горячей воды проталкивалась по пласту холодной водой. Закачку горячей воды (рис. 20.1) в нашей стране осуществляли также в Бобриковский горизонт на Ашитском участке Арланского месторождения, на Новокуксинском месторождении в 1971 г. В Бобриковский горизонт закачивали воду с температурой 80 150 С. Система разработки была блоковой. Оцененный прирост в нефтеотдаче составил 13,9 %. Помимо обычной технологии закачки горячей воды на месторождении Долина была предпринята попытка осуществить терморастворение нефти. Для снижения критической температуры растворения

нефти до 30 С к воде добавляли СО2, спирт, аммиак. Явление терморастворения нефти горячей водой было

открыто (и зарегистрировано как открытие) в Институте УкрНИИПНД. Терморастворение нефти водой, согласно открытию, происходит при температуре 320 340 С и давлении 25 30 МПа. По-видимому, ожидаемых результатов от проведенного промыслового эксперимента не было по-

272

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 20.1. Распределение температуры (à) и водонасыщенности (á) в пласте при закачке горячей воды

лучено, так как освещение этих работ в технической литературе практически отсутствует.

При закачке горячей воды в пласте выделяется две температурные зоны: с температурой выше начальной пластовой (зона 1) и равной начальной пластовой (зона 2).

Водонасыщенность зоны 1 является функцией температуры Sâ f(T). Технологический эффект определяется площадью между кривой Sâ f(x, T) и кривой насыщенности пласта по Бакли Леверетту Sâ f(x). Âî çîíå 2 механизм нефтеизвлечения происходит в соответствии с теорией непоршневого вытеснения нефти водой.

273

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Нефтеотдачу пласта при закачке горячей воды можно оценить по следующему соотношению:

ãäå S средняя водонасыщенность пласта; T средняя по объему температура в пласте; í; ñê коэффициенты теплопроводности нефти и пласта (скелета).

Последовательность расчета нефтеотдачи следующая: 1. Строят зависимость распределения водонасыщен-

ности по координате x, ò.å. Sâ f(x, T) по формуле Н.Л. Раковского

ãäå f(S) kí(S) ; S водонасыщенность; x0(Sñâ) 0, òàê kâ(S)

êàê Sñâ const; (t) функция отношения вязкостей воды

èнефти от температуры во времени.

2.Задаваясь величиной водонасыщенности S, определяют ее местоположение на оси õ для различных моментов времени t и строят зависимость S f(x).

3.При известных начальном и текущем распределениях водонасыщенности определяют количество вытесненной из пласта нефти и нефтеотдачу при закачке горячей воды. При закачке воды с температурой, равной пластовой, нефтеотдача пласта составит:

Температуру пласта на забое нагнетательной скважины или по ее стволу при нагнетании теплоносителя можно определить по формулам А.Ю. Намиота или Б.Э. Чекалюка, полученным авторами из решения уравнения теплопроводности.

274

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Здесь À тепловой эквивалент механической работы; ðñ, ðó давление на забое и устье скважины; удельный вес теплоносителя.

Закачка пара. Технология применяется для залежей нефти вязкостью более 10 12 мПа с с начала 1950-х гг. Рабочим агентом является пар, получаемый с помощью поверхностных парогенераторов. Следует отметить, что за исключением особых случаев для нагнетания в пласт нет никакой необходимости использовать перегретый пар. Анализ удельной энтальпии H двухфазной смеси от степени сухости и давления (по М.П. Вукаловичу) подтверждает это (табл. 20.1).

Энтальпия (теплосодержание) двухфазной пароводяной смеси равна:

пень сухости пара; Íâ, Íï энтальпия воды и пара. Степень сухости пара на забое в зависимости от степени

сухости пара на устье можно определить по формуле:

Ò à á ë è ö à 20.1

Термодинамические параметры воды и пара

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ãäå d(t) 4 îï t ; T Òï Òñð; rï скрытая теплота

парообразования; Hñ глубина скважины; t время. Характер зависимости энтальпии водяного пара в функ-

ции давления и степени сухости показана на рис. 20.2. Из представленных данных видно, что:

в интервале давлений от 1 до 7 МПа при x 1 энтальпия водяного пара практически неизменна;

энтальпия смеси для x 0,8 постоянна при давлениях от 2,5 до 10 МПа;

Рис. 20.2. Зависимость энтальпии водяного пара от давления и степе-

ни сухости õ.

k критическая точка

277

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

увеличенные теплосодержания смеси с возрастанием давления не очень существенно и не оправдывает риска повышения термонапряженности конструкции парогенератора.

Закачка пара в пласты осуществляется по различным технологиям, а именно:

непрерывная закачка пара; создание в пласте оторочки пара и продвижение ее по

пласту водой; циклические паротепловые обработки прискважинной

зоны пласта добывающих скважин; закачка пара с добавкой растворителя и химических ре-

агентов.

Определить фазовое состояние теплоносителя на забое нагнетательной скважины можно, используя формулу РУША:

Tíàñ 100 4 10p.

Если фактическая пластовая температура меньше рас- четной Òíàñ, то на забое паронагнетательной скважины пластовая температура будет находиться не пар, а горячая вода.

Механизм нефтеотдачи при паротепловом воздействии (ПТВ) достаточно сложный и зависит от применяемой технологической схемы. Ограничительным фактором является глубина залегания продуктивного пласта, так как из-за теплопотерь в окружающие породы на забой скважины может поступать вода с температурой ниже пластовой.

Условия применения ПТВ вырабатывались на основании опыта как отечественного, так и зарубежного и, в первую очередь, США. Рассмотрим основные общепризнанные критерии применения ПТВ.

Глубина залегания пласта. Диапазон предельных глубин составляет 1000 1200 м. Потребность в дальнейшем увеличении глубины приводит к необходимости создания теплоэнергетического оборудования высокого давления. Глубина 1500 м, по-видимому, является предельной для существующей стандартной схемы доставки: парогенератор паропровод НКТ пласт.

278

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Толщина пласта. При небольших (до 5 м) толщинах охват пласта ПТВ максимален, а потери теплоты в кровлю

èподошву наибольшие. Из-за непроизводительных потерь теплоты эффективность процесса снижается. С увеличением толщины пласта ее потери в кровлю и подошву уменьшаются, и введенная теплота используется в основном внутри пласта. В США закачка пара осуществляется при толщинах пласта 15 75 м.

Плотность сетки скважин. Это один из основных технологических параметров, определяющий все технико-эко- номические показатели разработки месторождения. С ростом глубины залегания пласта сетки скважин уплотняются. Обычно технология ПТВ осуществляется по площадной системе (пяти и семиточечная) при площади элементов 2 45 га и расстоянии между скважинами 20 90 м.

Свойства пластовой нефти. Технология ПТВ эффек-

тивна при плотности нефти в пластовых условиях более 880 кг/м3 (äî 950 970 êã/ì3) и вязкости до 1500 мПа с.

Свойства коллектора. Отечественный и зарубежный опыт показывает, что технология ПТВ пригодна для применения как в терригенных, так и карбонатных коллекторах. Однако в сложнопостроенных карбонатных пластах ее применение ограничено вследствии наличия трещин.

Диапазон проницаемости коллектора по реализованным проектам составляет (0,2 1,5) 10 12 ì2, а начальной нефтенасыщенности 0,6 0,75. Пористость объектов определяет объем жидкости в пласте и, следовательно, объем порового пространства, который должен прогреваться. Для терригенных коллекторов она составляет 18 39 %, для карбонатных до 12 %.

Особенности геологического строения залежи. Изолированность залежи предотвращает распространение теплоносителя в другие зоны и повышает эффективность использования введенной в пласт тепловой энергии.

Пластовое давление. По возможности оно должно

быть большим, но хорошие результаты были получены и при давлении 7 8 МПа. Наличие режима растворенного газа является благоприятным фактором при реализации ПТВ. При этом по данным промысловых работ, эффективность вытеснения нефти превышает 0,8, а КИН 0,6 0,7.

279

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

20.2. ЦИКЛИЧЕСКОЕ ПАРОТЕПЛОВОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПЛАСТ

Циклическое воздействие на продуктивные пласты паром проводится в добывающих скважинах на залежах с высокой вязкостью нефти. При этом существует ряд технологий:

обычные паротепловые обработки скважин (ПТОС); термоциклическое воздействие; блочно-циклическое воздействие (с изменением направ-

ления движения пара) и др.

Технология ПТОС заключается в последовательном проведении следующих операций: закачки теплоносителя в добывающую скважину; закрытия скважины для завершения капиллярной пропитки; пуска скважины в работу. На основании отечественного и мирового опыта экономически целесообразными являются не более пяти-шести циклов.

Блочно-циклическое воздействие осуществляется по следующей схеме: месторождение разбивается на блоки; закачка пара осуществляется в скважины, расположение в шахматном порядке. При этом предусматривается:

закачка пара в паронагнетательные скважины; закрытие скважины для завершения капиллярной про-

питки низкопроницаемых разностей пласта; изменение направления движения пара за счет перевода

паронагнетательных скважин в добывающие и наоборот; регулирование работы скважин.

Схема распределения температуры в линейном пласте при закачке пара показана на рис. 20.3.

Технологический процесс при ПТОС показан на рис. 20.4.

По результатам опытных и промышленных работ критериями применения ПТОС являются:

плотность сетки скважин до 2 га/скв; толщина пласта более 10 м;

нефтенасыщенность коллектора до проведения ПТОС более 0,5;

вязкость нефти более 30 мПа с.

Распределение температуры в пласте. Задача о распределении теплоты в пласте известна как задача Ловерье. Рассмотрим прямолинейный однородный пласт (рис. 20.5).

280