Воздействие на нефтяной пласт теплом. Паротепловое воздействие и воздействие горячей водой.

⇐ ПредыдущаяСтр 29 из 41Следующая ⇒

Тепловые методы подразумевают паротепловое воздействие на пласт, внутрипластовое горение, вытеснение нефти горячей водой, пароциклические обработки скважин, а также комбинированное использование этих технологий. Россия обладает значительными запасами тяжелых нефтей (9, 0 млрд. тонн), что позволяет рассматривать их как важный резерв сырьевой базы. Из всех новых методов повышения нефтеотдачи пластов, насыщенных тяжелыми нефтями, как в России, так и за рубежом, наиболее подготовленными в технологическом отношении являются термические методы, которые позволяют добывать нефть вязкостью до 10 000 мПа.с, увеличивая нефтеотдачу с 6 – 20% до 30 – 50%, что сегодня невозможно достичь никакими другими методами.
Тепловое воздействие, основанное на снижении вязкости нефти при нагревании, приводит к увеличению ее подвижности в пластовых условиях. Общеизвестным примером применения тепловых методов является разработка тяжелых нефтей Усинского и Гремихинского месторождений. Фактическая дополнительная добыча при охвате процессом паротеплового воздействия и пароциклических обработок скважин всего 15% запасов пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, за срок 1982 – 2010 гг., составила свыше 15 млн тонн. Дополнительная добыча за счет применения тепловых методов увеличения нефтеотдачи при разработке верейского горизонта и башкирского яруса Гремихинского месторождения за 1997 – 2005 гг. – 437, 2 тыс. тонн.
Приведенные выше примеры единичны ввиду того, что технологии паротеплового воздействия весьма энергоемки и требуют крупных начальных материальных затрат, а также сложного оборудования (парогенераторных установок, поверхностных коммуникаций – трубопроводов, компенсаторов температурных деформаций, устьевого и внутрискважинного оборудования).

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).

В процессе вытеснения нефти паром пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкости через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности.

Увеличение нефтеотдачи пласта в процессе нагнетания в него пара достигается за счет снижения вязкости нефти под воздействием температур, а также за счет расширения нефти, перегонки ее с паром и экстрагирования растворителем, что повышает коэффициент вытеснения.

Для проведения работ 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. В воде, питающей парогенератор должно содержаться менее 0, 005 мг/л твердых взвешенных частиц полностью должны отсутствовать органические вещества и растворенный газ (особенно кислород).

Основное ограничение на применение метода - глубина не более 800 - 1000 м, цементация колонны должна осуществляться до самого устья скважины.

В определенных физико-геологических условиях (особенно с ростом глубин залегания пластов и повышением давления нагнетания теплоносителей) технологически и экономически целесообразно нагнетать в пласт высокотемпературную воду (до 200^оС).

Закачка горячей воды в пласт обязательна при внутриконтурном заводнении месторождений, нефти которых высокопарафинистые и пластовая температура близка к температуре начала кристаллизации парафина. Закачка горячей воды приводит к значительному увеличению коэффициента охвата пласта воздействием, как по толщине, так и по простиранию в основном из-за резкого снижения вязкости пластовой нефти при повышении температуры.

Закачка горячей воды приводит к значительному увеличению коэффициента охвата пласта воздействием, как по толщине, так и по простиранию в основном из-за резкого снижения вязкости пластовой нефти при повышении температуры. Этот эффект проявляется тем отчетливее, чем выше вязкость нефти при начальной пластовой температуре. При контакте с ненагретым пластом и насыщающей его нефтью горячая вода охлаждается. При установившемся движении в пласте выделяется две зоны-вытеснения нефти горячей и холодной водой. Кроме того, увеличение температуры приводит к расширению породы-коллектора и насыщающей его жидкости, что сказывается на снижении массы нефти (при условии постоянной насыщенности), содержащейся в пласте. Во второй зоне происходит вытеснение нефти обычной холодной водой, температура которой равна температуре пласта. Изменение нефтенасыщенности происходит по тому же механизму, что и при обычном заводнении.

Размеры зон прогрева и последующего охлаждения определяются специальными термогидродинамическими расчетами, а также путем проведения специальных геофизических (термометрических) исследований..

Анализ многочисленных проектов с нагнетанием пара показал, что технология длительной прокачки паровой оторочки холодной водой приводит к значительному охлаждению пласта. Последнее сопровождается падением пластового давления и фильтрацией в эту зону разогретой нефти(рис.47).Технология попеременной закачки пара и воды более эффективна в силу оптимального и равномерного прогрева пласта, а также из-за снижения интенсивности продвижения по высокопроницаемым частям пласта языков пара.

Рис.47 Паротепловое воздействие

Нагнетание пара в залежи, содержащие легкую нефть, в целом характеризуется более низкой экономической эффективностью. С ужесточением стандартов на предельно допустимые концентрации (ПДК) загрязнения воздуха и воды следует ожидать сокращения использования в качестве топлива для подогрева воды угля и нефти, а требование экологической чистоты проектов будет определяющим. При паротепловом воздействии на пласт образуются три характерные зоны. В первой зоне значение температуры практически не меняется, и только на границе со второй зоной происходит ее некоторое снижение. В этой зоне существует три фазы: вода, смесь жидких УВ и газ. Нефтенасыщенность изменяется как за счет процессов вытеснения, так и за счет испарения легких фракций нефти. Вторую зону обычно называют зоной конденсации. При контакте с ненагретой частью пласта и нефтью пары воды и легкие УВ конденсируются. Это приводит к увеличению водонасыщенности пласта и изменению (уменьшению) вязкости нефти. В третьей зоне происходят такие же процессы, что и при вытеснении горячей водой, однако скорость вытеснения нефти водой в этом случае будет выше. Это связано с тем, что объем, занимаемый единицей массы пара, значительно больше, чем объем единицы массы воды, а объем первой зоны будет постоянно увеличиваться..Конечная нефтеотдача при паротепловом воздействии увеличивается за счет снижения вязкости пластовой нефти под воздействием тепла, изменения подвижностей нефти и воды, термического расширения нефти, перегонки остаточной нефти паром и экстрагирования нефти растворителем, который образуется впереди фронта пара. Нагнетание пара способствует усиленному выносу породы в добывающие скважины.

⇐ Предыдущая 24 25 26 27 282930 31 32 33 Следующая ⇒