Тепловые методы разработки нефтяных месторождений

Установив х_в4, можно вычислить водовоздушное отношение в зоне 4 л_вв4 и, следовательно, расход воды, поступающей из зоны 3 в зону 4 (см. рис. 12).

Прежде чем определять насыщенности в зоне 3, необходимо оценить, может ли при заданных параметрах процесса влажного горения присутствовать жидкая вода в этой зоне -- паровом плато. Если она имеется, то пар насыщенный.

Для нахождения содержания g_п водяного пара единице порового объема можно использовать закон идеальных газов, согласно которому

Соответственно для весового содержания газов горения в
единице порового объема имеем выражение

Здесь -- масса 1 моля соответственно воды и газа; R - универсальная газовая постоянная

При оценке возможности существования в зоне 3 (см. рис. 12) жидкой воды необходимо вначале положить s₃ = 0 и содержание пара и газов в единице порового объема. Если количество газов принять приближенно равным количеству воздуха , то можно оценить объем воды, переносимой через зону 3 в виде пара. Если этот объем воды будет меньше количества воды, поступающей в зону 4 из зоны 3, то, значит, остальная часть воды переносится через зону 3 в виде жидкости. При этом .

В качестве второго приближения можно принять, что и вычислить снова температуру в зоне 3, а затем определить среднее значение температуры Т₃ между указанными выше значениями и это среднее значение принять за действительное. При наличии в зоне 3 воды в жидкой фазе водонасыщенность и скорость фильтрации воды в ней определяют по той же методике, что и при установлении насыщенности в зоне 4 с учетом переноса воды в паровой фазе и расширения зоны 3.

Так как зона 2 незначительна по размерам, насыщенность в ней не находим, считая, что воздух и вода как бы попадают из зоны 1 сразу в зону 3.

В зоне 1 движутся вода, ее пар и воздух. Зная расход воды, поступающей в зону 3, можно по формулам установившегося многофазного течения вычислить водонасыщенность в зоне 1 с учетом ее заполнения водой и, наконец, расход воды на входе в пласт и водовоздушное отношение л_вв, существующее на входе в пласт.

Таким образом, вычисляют все искомые показатели процесса влажного горения.

Зная расход воды в зоне 4, можно рассчитать длительность периода безводной разработки пласта, дебиты нефти, газовые факторы и обводненность продукции. То же самое можно сделать в водный период разработки пласта с использованием влажного горения.

Как уже указывалось, описанная выше приближенная методика расчета показателей процесса влажного горения рассмотрена применительно к прямолинейному пласту. С определенным допущением ее можно использовать и для расчета извлечения нефти методом влажного горения и из радиального пласта.

Однако при расчете неустановившихся процессов влажного горения данная методика имеет тот недостаток, что исходное предположение о постоянстве температуры в зоне 3, т. е. в зоне парового плато, в точности не удовлетворяется.

Если же рассматривать установившийся процесс влажного или сверхвлажного горения, когда скорость ухода тепла в кровлю -- подошву становится равной скорости генерирования тепла за счет горения, то температура в зоне парового плато будет неизменной, что полностью соответствует исходному положению методики.

Температура в зоне парового плато при установившемся процессе влажного или сверхвлажного горения определяется по формуле. При установившемся сверхвлажном горении можно считать, что в пласте существует только одна зона с повышенной постоянной температурой--зона парового плато, т. е. зона 3, показанная на рис. 12.

Расчет насыщенностей в пласте при установившемся влажном или сверхвлажном горении производится по методике, аналогичной изложенной выше.

Для лучшего усвоения изложенной приближенной методики расчета влажного и сверхвлажного горения рассмотрим установившийся процесс сверхвлажного горения.

§ 7. РЕЗУЛЬТАТЫ И ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТЕПЛОВЫМИ МЕТОДАМИ

Доля разведенных запасов нефти повышенной и высокой вязкости, а также битумов в общем балансе запасов углеводородов во всем мире непрерывно растет в связи с интенсивной разработкой месторождений сравнительно легко извлекаемых маловязких нефтей и медленной разработкой месторождений высоковязких нефтей.

Растущая потребность в углеводородном сырье приводит к необходимости более широко использования тепловых методов, позволяющих эффективно извлекать из недр нефть высокой вязкости.

Долгое время тепловые методы считались малоперспективными вследствие их высокой энергоемкости. Однако уже с конца 50-х и начала 60-х гг. отношение нефтяников к тепловым методам воздействия на нефтяные пласты стало изменяться в лучшую сторону. Этому способствовало проведение исследований, выявивших возможности существенного повышения эффективности тепловых методов. Кроме того, опыт применения циклических паротепловых обработок скважин показал, что на каждые 2--3 т водяного пара, закачанного в призабойную зону нефтяной скважины с целью ее глубокой тепловой обработки, можно получить дополнительно 1 т нефти. Далее возникла идея снижения энергоемкости тепловых методов воздействия на пласты за счет перемещения нагретой зоны путем закачки в пласт холодной воды. Затем в результате исследований оказалось, что можно перемещать в пласте нагретые зоны (тепловые оторочки) на значительное расстояние, сравнимое с расстояниями между скважинами на реальных месторождениях, т. е. сделать метод тепловых оторочек методом разработки нефтяных месторождений в целом.

Расчет показал, что при непрерывном нагнетании пара или. горячей воды в пласт отношение количества закачанного в пласт пара к количеству дополнительно добытой за счет паро-теплового воздействия нефти, т. е. так называемый паронефтя-ной фактор, составило бы 5--7 т на 1 т нефти и более. При использовании метода тепловых оторочек оно равно 2--3 т на 1 т дополнительно добытой нефти.

И наконец, повышению перспективности тепловых методов разработки нефтяных месторождений способствовали познание механизма внутрипластового горения, изучение сухого и создание влажного внутрипластового горения, открывающие новые возможности повышения нефтеотдачи пластов.

Метод вытеснения нефти из пластов горячей водой и паром успешно применяют на ряде нефтяных месторождений СССР. Известен успешный опыт использования пароциклических обработок скважин в США, вытеснения нефти из пластов паром и горячей водой в Венесуэле, Нидерландах, США, по внутрипла-стовому горению в СРР, ВНР, США и в других странах.

В СССР внутрипластовое горение инициировано и успешно развивается на многих нефтяных месторождениях с весьма разнообразными свойствами нефтей -- от нефти вязкостью в несколько паскалей в секунду до единиц миллипаскалей в секунду.

Прежде всего следует указать на то, что опыт разработки нефтяных месторождений в СССР путем закачки в пласт теплоносителей показал реальную возможность существенного повышения нефтеотдачи пластов при тепловом воздействии на них. Убедительное доказательство возможности повышения нефтеотдачи при закачке в пласт горячей воды и пара получено при шахтной разработке Ярегского месторождения. Пласты этого месторождения представлены высокопроницаемыми песчаниками, насыщенными нефтью сверхвысокой вязкости (более 10 Па-с). При разработке этих пластов обычными скважинами, пробуренными с дневной поверхности, нефтеотдача не превысила бы 2%. Месторождение разрабатывалось бы сначала при режиме растворенного газа, а потом -- при гравитационном. Поэтому решено было разрабатывать Ярегское месторождение шахтным способом. Были применены две различные системы разработки: первая, ухтинская, путем сооружения горных выработок над продуктивным пластом и проводки из них кустов скважин, каждая из которых имеет длину в несколько десятков метров, и вторая, уклонноскважинная, предусматривающая проведение горной выработки в самом продуктивном пласте с бурением из нее «веера» более длинных (до нескольких сот метров) наклонных скважин. Однако опыт разработки Ярегского месторождения шахтным способом показал, что конечная нефтеотдача и при этом способе не превысит 7%. Поэтому в 1968 г. было решено применить на Ярегском месторождении вытеснение нефти из пластов паром и-горячей водой в условиях его шахтной разработки. Опыт термошахтной разработки Ярегского месторождения показал возможность существенного дополнительного извлечения нефти из пластов. Ценным является высокая достоверность и убедительность этого опыта, поскольку количество остаточной нефти в пласте на отдельных участках разработки можно было точно определить путем непосредственных измерений в шахтных выработках, отбора и исследования пород пласта, точного замера количества закачанного на данном участке пласта теплоносителя и количества извлеченной нефти. Оказалось, что за более чем десятилетний период разработки пласта с применением теплового воздействия нефтеотдача на некоторых участках месторождения превысила 50%.

Паронефтяной фактор на Ярегском месторождении, как и на всех других месторождениях СССР, разрабатывавшихся с применением закачки в пласт теплоносителей, вначале был высок, составляя 6--7 т на 1 т дополнительно добываемой нефти, но через 2--3 года после начала термического воздействия снизился до 2--3 т на 1т дополнительно добытой нефти.

При пароциклических обработках скважин паронефтяной фактор составил, например на месторождении Зыбза, 2 т на 1 нефти.

Если из 1 т нефти, условно сжигаемой в котлах, получают 15--18 т насыщенного пара, то при паронефтяной факторе, равном 3 т на 1 т нефти, на производство пара будет затрачиваться около 20% дополнительно добываемой нефти.

На ряде месторождений СССР закачка в пласт теплоносителей осуществляется методом тепловых оторочек. На некоторых применены рядные схемы расположения скважин. Размер тепловых оторочек на этих месторождениях составляет от 0,3 до 0,5 порового объема пластов, подвергаемых тепловому воздействию.

Инициирование внутрипластового горения осуществлялось с применением забойных электронагревателей, но во многих случаях оно происходило за счет самовозгорания, т. е. без дополнительного прогрева пласта в воздухонагнетательных скважинах.

Согласно фактическим данным, при разработке месторождений методами внутрипластового горения удельный расход воздуха на 1 т дополнительно добытой нефти составляет от 1000 м³ на 1 т до 2500--3000 м³ на тонну.

Развитие тепловых методов разработки нефтяных месторождений в СССР и в других странах, с одной стороны, подтвердило целый ряд теоретических и лабораторных результатов, касающихся механизма и эффективности этих методов, а с другой-- выявило ряд нерешенных технологических вопросов.

Как следовало из теории и лабораторных экспериментов, практика применения всех тепловых методов подтвердила принципиальную возможность получения высокой конечной нефтеотдачи. Никакая иная, известная в настоящее время технология разработки нефтяных месторождений, продуктивные пласты которых залегают на глубинах свыше 100--150 м, кроме, может быть, экономически неприемлемой открытой разработки глубо-козалегающих месторождений с отмывом нефти от породы, не может обеспечить указанный выше уровень извлечения высоковязкой нефти из недр.

Опыт показал, что разработка месторождений высоковязкой нефти путем вытеснения нефти из пластов теплоносителями экономически приемлема. При этом экономические показатели получают более высокие, чем в процессе разработки на естественных режимах. Вместе с тем использование теплоносителей возможно только во время разработки месторождений, залегающих на глубине не более 1000 м, вследствие значительных потерь тепла в стволе, а также при плотных сетках скважин (S_c не менее (4--5)10 м²/скв), что с увеличением глубины и стоимости скважин ведет к большим капитальным затратам.

Методы внутрипластового горения, особенно влажное горение, имеют весьма существенное преимущество перед способом воздействия на нефтяные пласты путем закачки в них теплоносителей, заключающееся, во-первых, в том, что, по сути дела, ликвидируются тепловые потери во время движения нагнетаемого в пласт вещества на поверхности и в скважинах и, во-вторых, высокотемпературная зона при внутрипластовом горении может быть продвинута на значительно большие расстояния в пласте, чем при закачке в пласт теплоносителей. Это последнее преимущество методов внутрипластового горения связано с непрерывной компенсацией тепла, уходящего в кровлю -- подошву, теплом, выделяющимся в результате внутрипластовой реакции горения.

Следовательно, при внутрипластовом горении расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами, а также между добывающими скважинами может быть существенно увеличено по сравнению с этими расстояниями во время разработки месторождений при закачке в пласт теплоносителей, т. е. может быть использована более разреженная сетка скважин, что дает огромную экономическую выгоду.

Однако опыт разработки нефтяных месторождений с применением внутрипластового горения выявил ряд еще не решенных задач, к числу которых относятся создание методов быстрого инициирования горения, обеспечение его технологически безопасного осуществления, повышение охвата пласта процессом, совершенствование способов эксплуатации скважин, разделение газов горения и углеводородов, разделение эмульсий, охрана окружающей среды.

Несмотря на нерешенные технологические вопросы, методы внутрипластового горения имеют большие перспективы при разработке месторождений не только высоковязких, но и маловязких нефтей.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Опытно-промышленные работы по термическим методам добычи нефти, показали высокую эффективность этих методов как обеспечивающих высокую выработку нефтенасыщенного пласта и получили дальнейшее развитие. За последние годы значительно расширились масштабы исследований в этом направлении как в научно-исследовательских, проектных и конструкторских организациях, так и в деле практического внедрения термических методов почти во всех нефтедобывающих регионах страны.

Для большей концентрации работ в области термических методов разработки нефтяных месторождений и придания им целенаправленного характера создано специальное научно-производственное объединение по термическим методам добычи нефти Союзтермнефть, которое возглавило работы по ускорению научно-технического прогресса в нефтяной промышленности путем разработки нефтяных месторождений указанными методами. Такая концентрация научного и промышленного потенциала, подчиненная единой цели, была своевременной, поскольку наметились серьезные изменения как в технологии, так и в области технических средств разработки месторождений термическими методами.

Разработаны и серийно выпущены парогенераторы и оборудование для внутрипластового горения, которые проходят промышленные испытания на нефтяных промыслах. На этой основе разработаны и создаются более совершенные и технологичные технические средства для нагнетания в пласты рабочих агентов.

На ближайшую перспективу определены основные направления по разработке и выпуску технических средств, обеспечивающих эффективное осуществление термических методов добычи нефти в различных условиях, в том числе при больших глубинах залегания пласта и в условиях Крайнего Севера под слоем вечной мерзлоты.

Основной технологией термического воздействия на пласт стало сочетание термического воздействия (создание мощных тепловых оторочек) с заводнением. Проведены и проводятся планомерные теоретические и экспериментальные исследования по испытанию различных технологических процессов теплового воздействия на пласт для применения их в конкретных физико-геологических условиях.

Начались исследования и критический анализ основных принципов разработки и прежде всего вопросов, связанных с выбором сетки скважин и продуктивных мощностей пласта.

Уже стало бесспорным, что для достижения максимального теплового эффекта и обеспечения высокой нефтеотдачи потребуется сравнительно плотная сетка скважин и соответствующие оптимальные мощности продуктивного пласта для более полного его охвата нагнетаемыми рабочими агентами.

Проведены технико-экономические исследования и обоснован выбор месторождений для термических методов добычи нефти. С целью получения в короткие сроки конечных результатов все залежи нефти в зависимости от физико-геологических особенностей пластов и насыщающих жидкостей классифицированы в несколько характерных групп, в составе которых выбраны базовые объекты, где начаты крупномасштабные опытно-промышленные работы.

Основная цель этих работ - решение принципиальных задач, к которым относятся:

определение оптимальной плотности сетки скважин для эффективного ведения каждого из проектируемых процессов;

отработка способов контроля и регулирования разработки и выявления наиболее технологичных систем расстановки скважин;

реализация и проверка в промысловых условиях новых научных идей, результатов теоретических и экспериментальных исследований различных сторон механизма термического воздействия на пласт, новых технологических процессов и технических средств, Обеспечивающих дальнейший прогресс в области термических методов разработки нефтяных месторождений.

Полученные результаты на опытно-промышленных промыслах позволят расширить процесс как на данных объектах, так и внедрить их на аналогичных в геолого-физическом отношении месторождениях.

Учитывая большое народнохозяйственное значение проблемы увеличения нефтеотдачи пластов в одиннадцатой и последующих пятилетках, подготовлена программа комплексных научно-технических мероприятий, направленная на повышение степени извлечения нефти из недр. Эта программа не только для Министерства нефтяной промышленности, но и для министерств химической промышленности, химического и нефтяного машиностроения, приборостроения, средств автоматизации и систем.

В результате выполнения указанной программы и расширения внедрения термических методов добычи нефти будут решены основные технические и технологические задачи, позволяющие выбрать наиболее эффективные по нефтеотдаче и технико-экономическим показателям варианты термического воздействия на пласт.

Все работы имеют большое научное и практическое значение. Их широкое внедрение в промышленность позволит решить важную народнохозяйственную проблему максимального использования природных ресурсов страны.

Термические методы добычи нефти в сочетании с другими новыми методами воздействия на пласт, в области которых в настоящее время проводятся исследования, явятся новым важным шагом на пути решения этой крупной народнохозяйственной проблемы.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Боксермен А.А., Желтое Ю.П., Жданов С.А. Внутрипластовое горение с заводнением при разработке нефтяных месторождений.-- Тр. ВНИИ, вып. 58, М., Недра, 1974.

2. Гарушев А.Р. Термическое воздействие на пласт при разработке

3. Желтое Ю.П. О вытеснении нефти из пластов движущимся фронтом горения.-- В кн.: Теория и практика добычи нефти. М., Недра, 1968, С: 34--41.

4. Оганов К.А. Основы теплового воздействия на нефтяной пласт. М., Недра, 1967.

5. Опыт применения методов термического воздействия на нефтяной пласт в объединении Краснодарнефтегаз/В.А. Брагин, А.Р. Гарушев, В.А. Лысов и др. ВНИИОЭНГ, 1967, с. 3--39.

6. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений и обработки призабойных зон пласта/А.А. Боксерман, Л.П. Гужновский, Н.Л. Раковский и др. М., Недра, 1971

7. Ю.П. Желтов Разработка нефтяных месторождений

Размещено на Allbest.ru