Тепловые методы

Тепловые методы. Приоритетность тепловых методов с точки зрения масштабов  внедрения (количество проектов) и добычи нефти, прослеживается с самого начала появления официальных статистических данных о внедрении МУН и объясняется  невозможностью ввода в разработку месторождений высоковязких нефтей с использованием других методов воздействия. Высоковязкие нефти открыты на 267 месторождениях мира. Эти месторождения и будут определять перспективу развития термических методов добычи нефти.

 

Больше всего за счет тепловых методов в 2000 г. добыто в странах ОПЕК (около 29 млн. т), около 12 млн. т в Венесуэле и 16 млн. т в Индонезии. Необходимо отметить, что именно в Индонезии на месторождении Дьюри с середины 80-х годов компания PT Caltex реализует самый крупный в мире проект по закачке пара с добычей 16 млн. т нефти в год.

 

В США тепловые методы традиционно  играют приоритетную роль, что объясняется  наличием огромных запасов тяжелых  нефтей в Калифорнии, однако в последнее  время все большее внимание здесь  начинают уделять газовым методам. Основная добыча — за счет закачки в пласт теплоносителя.

 

В Канаде в основном реализуются  парообработки призабойной зоны скважин. Однако в отличие от США  и других стран здесь также  широко испытываются и новейшие технологии (закачка в пласт кислорода для внутрипластового горения, комбинированные технологии).

 

Интенсивность применения тепловых методов  в Европе в последние годы заметно  снизилась.

 

В настоящее время созданы и  ведутся работы по созданию принципиально  новых технологий, позволяющих охватить практически все потенциальные ресурсы высоковязких нефтей. К ним относятся следующие технологии:

 

    парогазоциклического воздействия  на пласт, дающая возможность  выходить с процессами теплового  воздействия на большие глубины;

    пароциклических обработок скважин;

    разработки карбонатных  коллекторов в пластах небольшой  толщины, содержащих высоковязкие  нефти;

    комплексного освоения  месторождений высоковязких нефтей  тепловыми методами с извлечением  ценных компонентов, содержащихся  в нефтях и вмещающих их породах.

 

Эффективность тепловых методов в  значительной степени определяется техническим совершенством оборудования. Несмотря на широкое распространение  паротепловых методов добычи нефти, в мировой практике имеют место  неудачные проекты. Как показывает анализ причин неэффективности тепловых обработок, достаточно часто эти неудачи объясняются малой информативностью в процессе нагнетания пара.

 

При оценке возможных перспектив развития тепловых методов в России необходимо учитывать их высокую капиталоемкость, обусловленную большой стоимостью специального оборудования и необходимостью использования достаточно плотных сеток скважин, что малоэффективно при больших глубинах залегания пластов. Тем не менее, тепловым методам нефтеизвлечения высоковязких нефтей и природных битумов практически нет альтернативы.

 

Тепловые методы разработки

 

Тепловые методы разработки нефтяных месторождений делятся на два  принципиально различных вида. Первый, основанный на внутрипластовых процессах  горения, создаваемых путем инициирования горения коксовых остатков в призабойной зоне нагнетательных скважин (с применением забойных нагревательных устройств – обычно типа ТЭНов) с последующим перемещением фронта горения путём нагнетания воздуха (сухое горение) или воздуха и воды (влажное горение). Второй, наиболее широко применяемый в России и за рубежом, основанный на нагнетании (с поверхности) теплоносителей в нефтяные пласты.

 

Методы нагнетания теплоносителя  в нефтяные пласты имеют две принципиальные разновидности технологии. Первая – основана на вытеснении нефти теплоносителем и его оторочками(НЕФТЯНАЯ ОТОРОЧКА (а. oil fringe; н. Erdolsaum; ф. lisiere de petrole, anneau d'huile; и. margen de petroleo, parte petrolero en yacimientos de gas у соndensado) — нефтяная часть газонефтяной или газоконденсатно-нефтяной залежи, размеры и геологические запасы которой намного меньше газовой (газоконденсатной) части двухфазной залежи.). Такая разновидность получила в зависимости от вида используемого теплоносителя наименования: паротеплового воздействия на пласт (ПТВ) и воздействия горячей водой (ВГВ) Вторая – на паротепловой обработке призабойной зоны добывающих скважин (ПТОС). В этом случае в качестве теплоносителя используется насыщенный водяной пар.

 

Внутрипластовое горение (рис. 8). Сущность процесса сводится к образованию и перемещению по пласту высокотемпературной зоны сравнительно небольших размеров, в которой тепло генерируется в результате экзотермических окислительных реакций между частью содержащейся в пласте нефти и кислородом нагнетаемого в пласт воздуха.

 

Рис. 8 Внутрипластовое горение

 

В качестве топлива для горения расходуется  часть нефти, остающаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой, испарившимися  фракциями нефти впереди фронта горения и претерпевающая изменения вследствие дистилляции, крекинга и других сложных физико-химических процессов. Выгорает 5–25% запасов нефти. Исследованиями установлено, что с увеличением плотности и вязкости нефти расход сгорающего топлива увеличивается, а с увеличением проницаемости уменьшается.

 

Процесс внутрипластового горения имеет следующие разновидности  по направлению движения окислителя:

 

– прямоточный  процесс, когда движение зоны горения  и окислителя совпадают;

 

– противоточный  процесс, когда зона горения движется навстречу потоку окислителя.

 

Технология  процесса заключается в следующем. Сначала компрессорами закачивают воздух. Если в течение первых месяцев  не обнаруживается признаков экзотермических  реакций (по данным анализов газа и  температуры в добывающих скважинах), то приступают к инициированию горения. Его можно осуществить одним из методов: электрическим забойным нагревателем, который опускается в скважину на кабеле и обдувается воздухом; забойной газовой горелкой, опускаемой в скважину на двух концентричных рядах труб (для раздельной подачи топлива и воздуха); использование теплоты химических окислительных реакций определенных веществ (пирофоров); подачей катализаторов окисления нефти.

 

После создания фронта горения в призабойной  зоне нагнетательной скважины дальше его поддерживают и перемещают по пласту закачкой воздуха, с постоянно возрастающим его расходом. После того, как процесс горения стабилизировался, в пласте по направлению от нагнетательной скважины к добывающим можно выделить несколько характерных зон.

 

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. Исследованиями 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 коксообразования 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  в зоне 6 снижается от температуры  конденсации до пластовой. Впереди зоны конденсата нефти и воды может образоваться «нефтяной вал» зона 7 (зона повышенной нефтенасыщенности) при температуре равной пластовой. Последняя зона 8 – зона нефти с начальной нефтенасыщенностью и пластовой температурой, через которую фильтруются оставшиеся газообразные продукты горения.

 

Эффективная реализация процесса внутрипластового горения зависит от правильного  подбора нефтяной залежи и всестороннего  обоснования признаков, влияющих на успешное и экономичное применение такого способа.

 

Для внутрипластового горения наиболее благоприятны продуктивные пласты толщиной 3–25 м. Остаточная нефтенасыщенность  должна составлять 50–60%, а первоначальная обводненность не более 40%. Вязкость и плотность нефти могут варьироваться в широких пределах. Пористость пласта существенно влияет на скорость продвижения фронта горения и потребное давление для окислителя. Проницаемость более 0,1 мкм2.

 

Влажное внутрипластовое горение. Процесс влажного внутрипластового горения заключается в том, что в пласт вместе с воздухом закачивается в определенном количестве 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.

 

Смысл применения влажного внутрипластового горения заключается в том, что  добавление к нагнетаемому воздуху агента с более высокой теплоемкостью – воды, улучшает теплоперенос в пласте, что способствует перемещению теплоты из задней области в переднюю относительно фронта горения. Использование основной массы теплоты в области позади фронта горения, т.е. приближение генерированной в пласте теплоты к фронту вытеснения нефти, существенно повышает эффективность процесса теплопереноса и извлечения нефти.

 

Паротепловые обработки призабойных  зон скважин и закачка в  пласт теплоносителя. Являются наиболее широко применяемыми методами добычи тяжелых нефтей и природных битумов.

 

Процесс паротепловой обработки  (ПТОС) призабойной зоны скважины заключается в периодической закачке пара через НКТ в добывающие скважины для разогрева призабойной зоны пласта и снижения в ней вязкости нефти, т.е. для повышения продуктивности скважин. Цикл (нагнетание пара, выдержка, добыча) повторяется несколько раз на протяжении стадии разработки месторождения. Такой метод называется циклическим.

 

Основные достоинства –  высокий дебит после обработки, меньшие потери тепла по стволу скважины в кровлю и подошву пласта, температура обсадной колонны при нагнетании пара ниже, чем при других вариантах.

 

Недостатки – падение дебита при последующих циклах, неполное извлечение нефти из пласта, ограниченность зоны прогрева пласта и др.

 

Существует циркуляционный вариант, при котором пар нагнетают  по кольцевому пространству к забою, оборудованному пакером, а через  НКТ откачивают конденсат вместе с нефтью. Для этого варианта необходим  мощный, однородный пласт, хорошо проницаемый в вертикальном направлении.

 

Преимущество: эксплуатация скважины не прекращается.

 

Недостатки: большие потери тепла, высокая температура обсадной колонны  и необходимость её защиты от деформации, ограниченность прогрева пласта, необходимость создания специальных пакеров и скважинных насосов для работы при высоких температурах.

 

Площадной вариант – пар подают в нагнетательную скважину, а нефть,

 

вытесняемая из пласта оторочкой горячего пароконденсата и пара, добывается

 

из соседних добывающих. Идет процесс  непрерывного фронтального вытеснения нефти из пласта.

 

Преимущество: высокая нефтеотдача  пласта в результате прогрева большой  зоны.

 

Недостатки: затрата значительного  количества тепловой энергии, в результате чего метод иногда бывает экономически невыгоден.

 

Из-за того, что паротепловому воздействию  подвергается только призабойная зона скважины, коэффициент нефтеизвлечения  для такого метода разработки остается низким (15–20%). Еще одним из недостатков  метода является высокая энергоемкость процесса и увеличение объема попутного газа. Поэтому, в основном ПТОС применяются как дополнительное воздействие на призабойную зону скважины при осуществлении процесса вытеснения нефти теплоносителем из пласта, т.е. нагнетания теплоносителя с продвижением теплового фронта вглубь пласта.

 

Увеличение нефтеотдачи пласта при закачке в него теплоносителя  достигается за счет снижения вязкости нефти под воздействием тепла, что  способствует улучшению охвата пласта и повышает коэффициент вытеснения. В качестве рабочих агентов могут использоваться горячая вода, пар, горячий полимерный раствор и т.д.

 

Закачка горячей воды. В определенных физико-геологических условиях, в особенности с ростом глубин залегания пластов и повышением давления нагнетания теплоносителей, технологически и экономически целесообразно нагнетать в пласт высокотемпературную воду (до 200 °С), не доводя ее до кипения, так как при высоких давлениях (25 МПа) энтальпия пара, горячей воды или пароводяной смеси практически не различается. 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. Доказана высокая эффективность от нагнетания высокотемпературной горячей воды при различных геолого-физичских условиях.

 

Вытеснение нефти паром. На основании  лабораторных и промысловых опытов установлено, что наиболее эффективным  рабочим агентом, используемым для  увеличения нефтеотдачи, является насыщенный водяной пар высоких давлений (8–15 МПа). Объем пара может быть в 25–40 раз больше, чем объем воды. Пар в состоянии вытеснить почти до 90% нефти из пористой среды.

 

Увеличение нефтеотдачи пласта в процессе нагнетания в него пара достигается за счет снижения вязкости нефти под воздействием температуры, что способствует улучшению охвата пласта процессом, а также за счет расширения нефти, перегонки ее с паром и экстрагирования растворителем, что повышает коэффициент вытеснения. Основную долю эффекта вытеснения нефти (40–50%) обеспечивает снижение вязкости нефти, затем дистилляция нефти и изменение подвижностей (18–20%) и в меньшей степени – расширение и смачиваемость пласта.

 

С целью  недопущения рассеивания тепла  в окружающие породы, для воздействия  паром выбирают нефтяные пласты с  достаточно большой толщиной (15 м и более).

 

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).