Циклическое нагнетание пара

Рис. 3. Распределение температуры Т и насыщенности 5 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

1. Зона пара вокруг нагнетательной скважины с температурой, изменяющейся от температуры пара до температуры начала кон­денсации (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 фрак­ций нефти.

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

3. 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 подвижностей нефти и воды и др.

Основную долю эффекта вытеснения нефти (40-50 %) обеспе­чивает снижение вязкости нефти, затем - дистилляция нефти и изменение подвижностей (по 18-20 % ) и в меньшей мере - расши­рение нефти и смачиваемость пласта.

Технология и система разработки. Продвижение по пласту зон пара и горячего конденсата сопровождается потерями, уходом теплоты из нефтяного пласта в окружающие породы, кото­рые пропорциональны температуре этих зон на границе с окру­жающими породами, температуре на поверхности контакта с ними, продолжительности контакта и др.

При малой толщине нефтяного пласта на границе с окружаю­щими породами всегда будет высокая температура, относительная поверхность теплообмена (по отношению к объему пласта) также будет очень большой, вследствие чего при больших расстояниях между скважинами применение пара, как правило, неэффективно. Поэтому для оптимальной технологии и систем вытеснения нефти паром характерно то, что способствует сокращению потерь теплоты и достижению более полного и равномерного прогрева всего объема залежей.

С этой целью для этого метода выбирают нефтяные пласты с достаточно большой толщиной (15 м и более), вскрывают их в нагнетательных скважинах в средней части, системы размещения скважин принимают площадные с плотностью сетки от 1-2 до 4-8 га/скв, обеспечивает максимально высокий темп нагнетания пара с чередующейся закачкой пара и воды, после достаточного прогрева пластов переходят на их заводнение и др.

Реализуемые проекты. Вытеснение нефти из пластов паром получило широкое применение во всех странах, разрабаты­вающих месторождения с высокой вязкостью нефти. Этот метод увеличения 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 закачке 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 зна­чительной 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-скос, Кенкиякское и др.) (рис. 4). Метод вытеснения нефти паром в карбонатных коллекторах испытан незначительно.

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

Рис. 4. Изменение во времени технологических показателей разработки опытного участка Кенкиякского месторождения при вытеснении нефти паром.

Q_B - содержание воды в продукции; Q_H - добыча нефти;

Q_пар - закачка пара; n_н - число нагнетательных скважин

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 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 нефти из пласта.

Рис. 5. Изменение среднего дебита нефти q во времени на опытном

участке закачки пара Кенкиякского 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

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. 5).

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 вязкостей 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 паронагнетательных 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.

Метод вытеснения нефти паром практически совсем не испытан в карбонатных коллекторах. Взаимодействие пара с карбонатными породами будет вызывать их диссоциацию (разложение), сопро­вождающуюся образованием углекислого газа, кальция, магния и др. Хотя наличие углекислого газа в пласте может улучшать про­цесс вытеснения нефти паром, не исключена возможность засоре­ния пористой среды образовавшимися твердыми веществами, т. е. снижения продуктивности пластов.

Будущее метода. Методу вытеснения нефти паром от­водится роль основного, наиболее эффективного способа извлече­ния остаточных запасов высоковязкой нефти. По своему меха­низму и многообразию происходящих в пласте процессов при вытеснении нефти паром этот метод может претендовать на наиболее универсальный из всех известных для высоковязких нефтей.

В будущем никаких радикальных изменений в технологии метода не произойдет. Изменятся лишь меры, направленные на повышение охвата пластов тепловым воздействием и на замену нефти в парогенераторах низкокалорийным топливом (торф, уголь и др.).

В США, располагающих большими запасами высоковязкой нефти, за счет применения этого метода в будущем предполагают извлечь более 1,3 млрд. т, т. е. до 30 % всех дополнительных за­пасов, извлекаемых третичными методами. Потенциально методом может быть извлечена большая доля известных запасов нефти, отвечающих критериям его применимости.

Механизм процесса. Циклическое нагнетание пара в пласты или пароциклические обработки добывающих скважин либо пароциклическую стимуляцию скважин осуществляют периодическим прямым нагнетанием пара в нефтяной пласт через добываю­щие скважины, некоторой выдержкой их в закрытом состоянии и последующей эксплуатацией тех же скважин для отбора из пласта нефти с пониженной вязкостью и сконденсированного пара. Цель этой технологии заключается в том, чтобы прогреть пласт и нефть в призабойных зонах добывающих скважин, снизить вязкость нефти, повысить давление, облегчить условия фильтрации и увели­чить приток нефти к скважинам.

Механизм процессов, происходящих в пласте, довольно слож­ный и сопровождается теми же явлениями, что и вытеснение нефти паром, но дополнительно происходят противоточная капиллярная фильтрация, перераспределение в микронеоднородной среде нефти и воды (конденсата) во время выдержки без отбора жидкости из скважин. При нагнетании пара в пласт он, естественно, внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне пласта происходит активное перерас­пределение насыщенности за счет капиллярных сил: горячий кон­денсат вытесняет, замещает маловязкую нефть из мелких пор и слабопроницаемых линз (слоев) в крупные поры и высокопрони­цаемые слои, т. е. меняется с ней местами.

Именно такое перераспределение насыщенности пласта нефтью и конденсатом и является физической основой процесса извлече­ния нефти при помощи пароциклического воздействия на пласты. Без капиллярного обмена нефтью и конденсатом эффект от па­роциклического воздействия был бы минимальным и исчерпы­вался бы за первый цикл.

Технология пароциклического воздействия. Технология пароциклического воздействия на пласты состоит в следующем.

В добывающую скважину в течение двух-трех недель (макси­мум 1 мес.) закачивают пар в объеме 30-100 т на 1 м толщины пласта.

Объем закачиваемого пара должен быть тем больше, чем больше вязкость пластовой нефти и чем меньше пластовой энер­гии имеется для ее движения.

После закачки пара скважину закрывают и выдерживают в те­чение одной-двух недель - периода, необходимого для заверше­ния процесса тепло- и массообмена, капиллярного противотока, перераспределения нефти и воды в пористой среде. Чем меньше пластовой энергии в пласте, тем меньше должен быть период вы­держки, чтобы использовать давление пара для добычи.

Затем скважину эксплуатируют до предельного рентабельного дебита нефти в течение 8-12 недель. Полный цикл занимает 3- 5 мес. и более.

Вслед за первым осуществляют второй и последующие циклы с большей продолжительностью выдержки.

Обычно всего бывает пять-восемь циклов за три-четыре года, иногда до 12-15 циклов, после которых эффект от пароциклического воздействия иссякает и уже не оправдывает расходов на пар. Так как этим способом невозможно доставить теплоту на большую глубину, сетка размещения скважин должна быть дос­таточно плотной (не более 1-2 га/скв).

Эффективность от пароциклического воздей­ствия на пласты выражается:

в очистке, прогреве призабойной зоны пласта, повышении ее проницаемости, снижении вязкости нефти;

в повышении дебита скважин и их продуктивности;

в увеличении охвата дренированием призабойных зон пласта и, за счет этого, конечной нефтеотдачи, которая может достигать 10-12 и даже 25-30 % (Боливар, Венесуэла) против 3-4 % без воздействия паром.

В первых циклах на 1 т закачанного пара можно добывать до 10-15 т нефти. В последних циклах это отношение снижается до 0,5-1 т, составляя в среднем 1,5-2,5 т.

Преимущества этого метода заключаются в том, что эффект от нагнетания пара получается сразу же (практически с начала применения процесса) после прекращения закачки пара в скважину.

К недостаткам метода относится то, что периодическое нагревание и охлаждение обсадной колонны может вызвать нару­шения этой колонны в резьбовых соединениях и цементного камня за колонной.

Ограничения на применение пароциклической стимуляции скважин накладывают прежде всего глубина за­легания пласта (менее 500-800 м), его толщина (не менее 7-8м) и пористость пласта (не менее 25 %), иначе будут большие бес­полезные потери теплоты.

Будущее пароциклического воздействия на призабойные зоны пласта с высокой вязкостью нефти неразрывно свя­зано с применением тепловых методов разработки нефтяных месторождений.

Вытеснение нефти паром или внутрипластовым горением не может быть эффективным без пароциклического стимулирования скважин, без обеспечения нормальных условий притока нефти в добывающих скважинах. В условиях совместного применения тепловых методов разработки месторождений с пароциклическим стимулированием добывающих скважин значительная доля эф­фекта (до 40-50 %) по праву будет принадлежать пароцикличе­ским обработкам скважин.

Такое сочетание вытеснения нефти паром и пароциклической стимуляции добывающих скважин наиболее широко применялось на месторождениях Керн Ривер, Сан Адро, Вайг Вольф с высокой вязкостью нефти (Калифорния, США). Нефтяные пласты этих месторождений залегают на глубине 200-600 м. Толщина пласта составляет 25-70 м, вязкость нефти - более 3000 мПа-с. Геологи­ческие запасы оцениваются в несколько миллиардов тонн. С сере­дины 60-х годов на месторождениях Калифорнии применяются вы­теснение нефти паром и пароциклические обработки более 2500 скважин в год. За счет этих двух методов извлекаемые за­пасы нефти увеличиваются до 35-37 % от геологических.

На месторождениях с малой толщиной пластов, с трещинова­тыми пластами и другими условиями, неблагоприятными для теп­ловых методов разработки, пароциклическая стимуляция добываю­щих скважин будет применяться самостоятельно (без применения других методов воздействия).