Тепловые методы - Основы добычи нефти и газа

Сущность тепловых методов состоит в том, что наряду с гидродинамическим вытеснением повышается температура в залежи, что способствует существенному уменьшению вязкости нефти, увеличению ее подвижности, испарению легких фракций и др.

Объектами их применения являются залежи высоковязкой смолистой нефти вплоть до битумов, залежи нефтей, обладающих неньютоновскими свойствами, а также залежи, пластовая температура которых равна или близка к температуре насыщения нефти парафином. Высокой вязкостью характеризуется относительно большая доля известных запасов нефти в мире, причем отмечается тенденция ее возрастания. Различают следующие разновидности тепловых методов: теплофизические -- закачка в пласт теплоносителей (горячей воды, пара, в том числе в качестве внутрипластового терморастворителя, и пароциклические обработки скважин); термохимические -- внутрипластовое горение.

Закачка в пласт теплоносителей и терморастворителя

Лучшими теплоносителями и вытеснителями оказались горячая вода и водяной пар при высоком давлении. При подогреве воды до температуры кипения tКип (насыщения) при постоянном давлении ей сообщается теплота жидкости. При кипении из воды выносятся пузырьки пара вместе с мельчайшими капельками влаги, смесь которых называют насыщенным паром с различной степенью сухости хП (отношение массы сухой паровой фазы к массе смеси). При 1 > хП > 0 имеем влажный насыщенный пар, а при хП = 1 -- сухой насыщенный пар (неустойчивое мгновенное состояние). Перегретым паром называют пар, который при одинаковом давлении с насыщенным имеет температуру больше tКип. При охлаждении перегретого пара при постоянном давлении выделяется теплота перегрева, затем теплота парообразования (конденсации) и дальше частично теплота жидкости, т. е. получаются насыщенный пар и за ним горячая вода.

Критическое состояние воды (критическая точка), которое характеризуется исчезновением различия между жидкостью и паром, наступает при значениях давления рКрВ = 22,115 МПа и температуры tКрВ = 374,12 °С (при этом удельный объем VКрВ = 0,003147 м3/кг и плотность сКрВ = 317,7629 кг/м3).

Вода и нефть практически взаимонерастворимы в атмосферных условиях. Неограниченная растворимость нефтей в жидкой воде, достигается при температурах 320--340 °С и давлениях 16--22 МПа. Причем вода в отличие от других растворителей при снижении температуры водонефтяного раствора до атмосферной полностью выделяет всю растворенную в ней нефть. Критическая температура растворения снижается в пористой среде на 10--20 °С, а при добавке к воде углекислого газа в объемном соотношении 1:5 (в атмосферных условиях) до 250 °С. Сопоставительными лабораторными опытами вытеснения нефти водой с поинтервальным ступенчатым повышением температуры закачиваемой воды установлено, что суммарный коэффициент вытеснения повышается до 0,67 при температуре 250--300 °С и до 0,97 при температуре 300--310 °С и давлении 18--20 МПа. Полное вытеснение убеждает, что происходит взаимное смешение воды и нефти.

Насыщенный водяной пар как терморастворитель нефти действует во всей области его существования в интервале температур 100--370 °С и давлений от атмосферного до 22 МПа. Однако коэффициент охвата пласта для горячей воды выше, чем для пара. Пар, как маловязкий рабочий агент, обычно движется у кровли пласта. Охват паром по толщине не превышает 0,4, по площади составляет 0,5--0,9. Коэффициент нефтеотдачи при этом достигает 0,3--0,35. Закачка в пласт теплоносителя и терморастворителя может осуществляться с нагревом его на поверхности или на забое скважины; на поверхности с дополнительным подогревом на забое скважины. Создать надежные с требуемой характеристикой забойные теплогенераторы пока не удается. Недостаток поверхностных теплогенераторв - большие потери теплоты в поверхностных коммуникациях и в стволе скважины. С увеличением глубины пар может превратиться в горячую воду. При движении теплоносителя по пласту также возможны потери теплоты через кровлю и подошву пласта. Для уменьшения всех теплопотерь выбирают нефтяные пласты с достаточно большой толщиной (более 6 м), применяют площадные сетки скважин с расстоянием до 100-200 м между нагнетательными и добывающими скважинами, перфорируют скважины в средней части пласта, обеспечивают максимально возможную интенсивность нагнетания теплоносителя (пара 100 -250 т/сут и более), теплоизолируют трубы, теплогенератор максимально приближают к скважинам и др.

Теплопотери в стволе скважины ограничивают область применения методов закачки пара и горячей воды на глубины залегания пласта до 700--1500 м, а при закачке воды в качестве терморастворителя глубина должна быть больше 1700--1800 м из-за необходимости создания высокого давления. Теплоноситель закачивают в виде нагретой оторочки размером более 0,3--0,4 объема обрабатываемого пласта, а затем форсированно продвигают ее по пласту холодной водой, которая нагревается теплотой, аккумулированной в пласте за фронтом вытеснения.

При пароциклических обработках (стимуляции) добывающих скважин в скважину в течение 15 -- 25 сут закачивают пар удельной массой 30 -- 100 т на 1 м толщины пласта. Затем закрывают скважину на 5 -- 15 сут для перераспределения теплоты, противоточного капиллярного вытеснения нефти из малопроницаемых пропластков. После этого скважину эксплуатируют до предельного рентабельного дебита нефти в течение 2--3 мес. Полный цикл занимает 3 -- 5 мес. и более. Обычно всего бывает 5 -- 8 циклов за 3 -- 4 года с увеличивающейся продолжительностью каждого. Так как теплота доставляется на небольшую глубину в пласт, то плотность сетки скважин должна быть не более (1--2)-104 м2/скв. На 1 т закачанного пара в среднем за все циклы добывают 1,5--2 т нефти (при уменьшении от 10 -- 15 до 0,5 -- 1 т).

При закачке теплоносителя осложнения в эксплуатации скважин могут быть вызваны выносом песка, образованием эмульсий, преждевременными прорывами пара, нагревом обсадной колонны и добывающего оборудования. Для предупреждения этих явлений проводят крепление призабойной зоны, ограничение отборов вплоть до остановок скважин и др.

Внутрипластовое горение

Сущность процесса заключается в создании в нефтяном пласте высокотемпературной зоны, в которой теплота генерируется в результате экзотермических окислительных реакций между частью содержащейся в пласте нефти и кислородом, и перемещении ее по пласту от нагнетательной к добывающим скважинам закачкой окислителя (воздуха или смеси воздуха и воды). Выгорает 5 -- 15 % запасов нефти (коксоподобные остатки наиболее тяжелых ее фракций). На это требуется 300 -- 500 м3 воздуха. Для перемещения теплоты в область впереди фронта горения вместе с воздухом закачивают воду (сочетание внутрипластового горения с заводнением). По соотношению расходов воды и воздуха (л/м3) различают сухое (отсутствует закачка воды), влажное (до 2 -- 3 л/м3) и сверхвлажное (более 2 -- 3 л/м3) горение. Добавление воды способствует сокращению расхода воздуха (в 1,5 -- 3 раза), возрастанию скорости движения фронта (в 1,5 -- 2 раза) и снижению температуры (от 500-- 540 до 260 °С). Механизм нефтеотдачи включает вытесняющую способность высокотемпературного пароводяного вала, газообразных продуктов горения (содержат до 10--20 % СО2) и др. Охват по толщине составляет 0,6 -- 0,7, а нефтеотдача -- 0,4 -- 0,6, причем это в 2--3 раза выше, чем в современных условиях можно получить другими методами при вязкости нефти около 100 мПа-с.

Осложнения при эксплуатации связаны с интенсификацией выноса породы (крепление призабойной зоны путем коксования части нефти, установка фильтров), коррозией подземного и наземного оборудования (подача ингибиторов коррозии в затрубное пространство), нагревом добывающего оборудования (закачка воды в затрубное пространство, отключение скважин), преждевременными прорывами газов (избирательное вскрытие пластов, регулирование отборов и закачки), образованием стойких водонефтяных эмульсий.

Проектирование процесса включает совместное решение термо - и гидродинамических задач. При этом определяют удельное количество коксоподобного топлива, удельный расход воздуха и кинематические параметры окисления нефти, время, необходимое для создания фронта горения путем самовоспламенения нефти или для подогрева призабойной зоны пласта до температуры воспламенения топлива, технологические показатели разработки (расход воздуха, приемистость нагнетательных скважин и давление нагнетания, размеры пароводяной и выжженной зон, изменение дебита нефти во времени, коэффициент нефтеотдачи). Метод применялся на месторождениях Павлова Гора (с 1966 г.), Балаханы-Сабунчи-Романы (с 1973 г.) и др. Будущее всех тепловых методов связывают с необходимостью разработки месторождений высоковязких нефтей.

Похожие статьи




Тепловые методы - Основы добычи нефти и газа

Предыдущая | Следующая