Принципы и методы разработки нефтегазовых месторождений

Тепловые методы извлечения высоковязких нефтей

Относительно большая доля известных запасов нефти во всем мире характеризуется высокой вязкостью нефти. Высокая вязкость нефти -- один из основных факторов, определяющих ее малую подвижность в пористой среде и неудовлетворительную эффективность извлечения. Вязкость нефти сильно зависит от температуры, которая в естественных условиях не всегда достаточно высока в пласте. Как показывают исследования и опыт разработки, для эффективного извлечения нефти вязкостью более 25 - 50 мПа-с требуется тепловое воздействие на пласты с целью снижения ее вязкости. При нагревании нефти от 20-25 до 100-120 °С вязкость ее может снижаться с 500-1000 до 5-20 мПа-с, см. рисунок

Зависимость вязкости нефти µ_н от температуры для Кенкиякского месторождения

На практике применяются различные методы искусственного теплового воздействия на пласты, содержащие высоковязкие нефти, - внутрипластовое горение (сухое и влажное), вытеснение нефти паром, горячей водой и пароциклические обработки скважин.

Внутрипластовое горение

Механизм процесса. Метод извлечения нефти с помощью внутрипластового горения был предложен в начале 30-х годов советскими учеными А. Б. Шейнманом и К. К. Дубровай. Процесс основан на способности углеводородов (нефти) в пласте вступать с кислородом воздуха в окислительную реакцию, сопровождающуюся выделением больших количеств теплоты. Он отличается от горения на поверхности. Генерирование теплоты непосредственно в пласте - основное преимущество данного метода.

Процесс горения нефти в пласте начинается вблизи забоя нагнетательной скважины обычно нагревом и нагнетанием воздуха.

Теплоту, которую необходимо подводить в пласт для начала горения, получают при помощи забойного электронагревателя, газовой горелки или различных реакций.

После создания очага горения у забоя скважин непрерывное нагнетание воздуха в пласт и отвод от очага (фронта) продуктов горения (N₂, CO₂ и др.) обеспечивают поддержание процесса внутрипластового горения и перемещение по пласту фронта вытеснения нефти.

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. В результате сгорают наиболее тяжелые фракции нефти. В зависимости от геолого-физических условий пласта расход сгорающего топлива может составлять 10-40 кг на 1 м³ пласта, или 6-25 % первоначального содержания нефти в пласте. Теоретическими и промысловыми исследованиями установлено, что с увеличением плотности и вязкости нефти расход сгорающего топлива увеличивается, а с увеличением проницаемости уменьшается.

В случае обычного (сухого) внутрипластового горения, осуществленного нагнетанием в пласт только воздуха, вследствие его низкой теплоемкости по сравнению с породой пласта происходит отставание фронта нагревания породы от перемещающегося фронта горения. В результате этого основная доля генерируемой в пласте теплоты (до 80 % и более) остается позади фронта горения, практически не используется и в значительной мере рассеивается в окружающие породы. Эта теплота оказывает некоторое положительное влияние на процесс последующего вытеснения нефти водой из не охваченных горением смежных частей пласта. Очевидно, однако, что использование основной массы теплоты в области впереди фронта горения, т. е. приближение генерированной в пласте теплоты к фронту вытеснения нефти, существенно повышает эффективность процесса.

Перемещение теплоты из задней области в переднюю относительно фронта горения возможно за счет улучшения теплопереноса в пласте добавлением к нагнетаемому воздуху агента с более высокой теплоемкостью, например воды. В последние годы в мировой практике все большее применение получает метод влажного горения.

Процесс влажного внутрипластового горения заключается в том, что в пласт вместе с воздухом закачивается в определенных количествах 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.

Внутрипластовое парогенерирование - одна из важнейших особенностей влажного горения, в значительной мере определяющая механизм процесса вытеснения нефти из пластов. Диапазон соотношений закачиваемых в пласт объемов воды и воздуха лежит примерно в пределах от 1 до 5 м³ воды на 1000 м³ воздуха, т. е. водовоздушное отношение должно составлять порядка (1 - 5) -10³ м³/м³. Конкретные значения водовоздушного отношения определяются многими геолого-физическими и технологическими условиями осуществления процесса.

Повышение водовоздушного отношения до некоторого предела приводит к прекращению окислительных процессов нефти в пласте, но при меньших значениях снижает температуру, расход топлива и расширяет фронт горения. Занижение водовоздушного отношения приводит к сужению фронта, повышению температуры горения и снижению эффективности теплового воздействия на пласт и извлечения нефти. Процесс влажного горения целесообразно проводить с максимально возможными значениями водовоздушного отношения.

По мере перемещения фронта горения в пласте формируется несколько характерных, отчетливо выделяющихся температурных зон (рис. 1). Наиболее высокой температурой характеризуется фронт горения (зона III). В лабораторных условиях диапазон изменения температуры фронта горения составлял 350- 1000°С. Ее величина зависит от свойств нефтей, тепловых характеристик пласта и окружающих пород. Кроме того, применительно к сухому горению она возрастает с увеличением плотности потока воздуха, доли кислорода в воздухе и давления в модели пласта. Для влажного горения установлено, что увеличение водовоздушного отношения приводит к снижению температуры фронта горения. На температуру фронта горения влияет также тип коллектора. Температура фронта горения в карбонатных пластах выше, чем в песчаных.

В зоне горения все жидкости испаряются, за исключением тяжелых фракций нефти, отлагающихся на поверхности зерен породы в виде коксовидного остатка, служащего топливом для внутрипластового горения. Позади фронта горения остается выжженный пласт. Однако при высоких значениях водовоздушного отношения может находиться остаток несгоревшего топлива.

В зоне // (рис. 1), непосредственно примыкающей к фронту горения, имеется фильтрация воздуха и испарившейся воды.

Рис. 1. Температурный профиль процесса влажного горения Т по длине пласта L и распределение насыщенности пласта нефтью, водой и воздухом 5 по длине пласта (пласт однородный)

В зоне / температура уменьшается до температуры нагнетаемых рабочих агентов. В этой зоне происходит фильтрация воздуха и воды.

К зоне горения /// примыкает зона перегретого пара IV (рис. 1), характеризуется резким падением температуры и испарением воды, содержащейся в пласте.

Перед зоной перегретого пара образуется зона насыщенного пара V, называемая стабилизированной зоной или паровым плато, с температурой, претерпевающей незначительные изменения. В этой зоне происходят трехфазная фильтрация и дистилляция нефти. Размер зоны увеличивается по мере продвижения фронта горения.

Зона VI является переходной зоной с трехфазной фильтрацией нефти, воды и газа, конденсацией пара в воду и образованием оторочки горячей воды. Впереди зоны горячей воды и легких углеводородов температура в пласте равна начальной, но еще выделяются три зоны, отличающиеся друг от друга насыщенностью пористой среды жидкостями и газом.

Зона VII - так называемый водяной вал.

Зона VIII характеризуется повышенной нефтенасыщенностью (нефтяной вал).

В зоне IX фильтрация нефти, воды и газа определяется начальным распределением их насыщенностей.

Во всех зонах наличие газа (продуктов горения) оказывает влияние на механизм вытеснения нефти. Газы могут содержать большое количество С0₂.

Системы и технология разработки. При осуществлении влажного горения впереди фронта горения образуется обширная зона прогрева пласта и жидкостей. Размер ее имеет тот же порядок, что и размер выжженной зоны, и достигает 100 - 150 м и более. Это указывает на возможность применения метода влажного горения при сравнительно редких сетках размещения скважин (до 16-20 га/скв) без доведения фронта горения до добывающих скважин, в результате чего сокращается суммарный расход воздуха на добычу нефти. Регулированием развития зоны прогрева пласта впереди фронта горения можно сэкономить расход воздуха в 1,5-2 раза. Дополнительную экономию расхода воздуха на добычу нефти можно получить за счет перемещения по пласту созданной тепловой оторочки нагнетанием в пласт обычной воды. В целом же можно считать, что при влажном горении расход воздуха на добычу нефти в 2-3 раза меньше, чем при сухом горении. Но для нагнетания воды могут понадобиться дополнительные скважины. Удельный расход воздуха на добычу нефти при сухом внутрипластовом горении, согласно различным промысловым испытаниям, может изменяться от 2000 до 3500 м³/м³, а при влажном горении - от 1000 до 2000 м³/м³.

Технология внутрипластового горения должна предусматривать постоянно возрастающий объем нагнетания воздуха в соответствии с расширением фронта горения по мере его удаления от нагнетательных скважин. Давление нагнетания воздуха на устье нагнетательной скважины обычно в 1,5-2 раза выше пластового давления.

Максимально возможное сокращение расхода воздуха на добычу нефти при влажном горении является основной целью и условием расширения применения этого метода на практике, что возможно только при осуществлении оптимальной технологии процесса.

Реализуемые проекты. Эффективность метода. В настоящее время в различных странах осуществляется более 50 проектов 'внутрипластового горения. В большинстве из них применяется только та или иная комбинация внутрипластового горения с заводнением. Наиболее ранние проекты реализуются в США и Румынии. Добыча нефти за счет применения внутрипластового горения в США превышает 600 тыс. т/год, а в Румынии - 430 тыс. т/год.

В табл. 1 приведены геолого-физические параметры промысловых объектов, на которых осуществлялись испытания влажного горения.

Таблица 1

Геолого-физические условия проведения внутрипластового горения на наиболее показательных объектах США и Венесуэлы

Объект (страна)	Год проведения	Эффективная нефтенасыщенная толщина ласта, м	Глубина залегания кровли пласта, м	Проницаемость, мкм2	Нефтенасыщенность, %	Вязкость нефти, мПа·с	Режим работы залежи до начала процесса горения
1. Слосс (США)	1963	4,3	1891	0,191	30+10	0,8	Заводнение Режим растворен- ного газа и завод- нение Режим растворен- ного газа и грави- тационный режим Смешанный режим. растворенного га- за и водонапорный:
2. Дели (США)	1966	2,53	1037	1,069	37	3
3. Беллевью (США)	1971		160	1		226
4. Каддо-Париш (США)	1969	4,9	314	0,606	52	280
5. Карлайд (США)	1963	10,7	262	2,05	68	700
6. Ист-Тиа-Хуана (Венесуэла)	1966	39	476	5	78	6000

Примечания: 1. Пласты всех объектов сложены песчаником.

2. Проницаемость объекта 2 определена по данным анализа керна.

В табл. 2 приведены основные технологические результаты этих испытаний. Наибольший интерес из них представляют опыты, проведенные на месторождениях со значительной глубиной залегания продуктивных пластов и малой вязкостью нефти. Месторождение легкой нефти Слосс было открыто в 1954 г. Его начальные геологические запасы нефти составляли 6 млн. м³. Оно было разбурено к 1958 г. с плотностью 16 га/скв. Через 2,5 года после начала разработки была достигнута максимальная добыча нефти - 1530 м³/сут. Месторождение разрабатывалось вначале на упругом режиме, а затем на режиме растворенного газа, и к середине 1958 г. текущая нефтеотдача достигла 11 % от начальных запасов нефти. В это время было начато заводнение месторождения, в результате которого среднесуточная добыча нефти увеличилась на 400 м³/сут. К середине 1963 г. вся залежь была обводнена. В это время и начались испытания влажного горения на одном из участков месторождения.

Таблица 2

Технологические результаты испытания внутрипластового горения

Объект	Площадь участка, га	Число скважин	Накопленный объем нагнетания	Водовоздушный фактор, мЗ/100 м2	Добыча нефти, тыс. м3	Концентрация сгорающего топлива, кг/м3	Нефтеотдача, %
		нагнетательных	добывающих	Воздуха, млн. м3	Воды, тыс. м3				От балансовых запасов	прирост	От остаточных запасов
1 2 3 4 5 6	388,5 16,2 4 1,1 1,7 4,6	10 1 4 1 2 2	27 4 21 4 8 6	389,5 64,8 118,9 8,31 26,39 46,1	1720 10,9 72 14,3 19,8 322,7	0,44 0,017 0,06 0,17 0,075 0,7	166,3 21,5 42,9 3,3 4,9 217,4	15 14,4 - - - -	68,8 77 - 28 41,4 -	7,6 30 12,9 - 37,54 -	19 45,4 13,6 13,3 15,5 52,6

* Объекты те же, что и в табл. 2.

Общие результаты заводнения и достигнутая при этом нефтеотдача не приводятся, однако указывается, что к началу применения влажного горения остаточная нефтенасыщенность пласта оценивалась величиной порядка 30 % (± 10 %).

Четыре добывающие скважины располагались примерно в 320 м от нагнетательной. Скважины эксплуатировались до чистой воды и перед началом опытных работ простаивали уже в течение 2-3 лет.

Горение было начато в мае 1963 г., после чего в течение 34 сут в пласт закачивался один воздух с расходом 28 тыс. м³/сут. В июне 1963 г. процесс был переведен на режим влажного горения. Закачка водовоздушной смеси в нагнетательную скважину продолжалась до октября 1965 г., затем из-за резкого снижения приемистости нагнетание рабочих агентов разделили: воздух закачивали в оценочную скважину, расположенную в 45 м от нагнетательной, а воду - в нагнетательную. Средний водо-воздушный фактор составлял 7,5 · 10 ^-3 м³/м³. Темп нагнетания воздуха также был высоким - более 40 тыс. м³/сут. Давление нагнетания составляло 23 МПа.

Добыча нефти за счет влажного горения составила 13,4 тыс.м³, а средний дебит нефти реагирующих скважин - 13,5 м³/сут. Суммарная закачка воздуха равна 40,7 млн. м³.

Согласно анализу кернов из скважин, расположенных на расстоянии 45 и 90 м от нагнетательной, был сделан вывод, что фронт горения продвинулся на расстояние порядка 90 м, а средний охват пласта горением по толщине составляет 80%. Удельное количество сгорающей нефти равно примерно 15 кг/м³ пласта (13-15 % от начальной насыщенности).

К концу 1965 г. коэффициент извлечения нефти на опытном участке достиг 43% от запасов нефти к началу осуществления процесса. Было принято решение о расширении программы применения влажного горения на месторождении Слосс. Эта программа реализована на площади 388,5 га и была самой крупной из известных программ третичных методов добычи нефти. Как и на опытном участке, система размещения скважин была площадной пятиточечной. Всего было десять элементов, плотность размещения скважин на большинстве из них составляла 32 га/скв. Два элемента из упомянутых были объединены. Программа испытаний включала 9 нагнетательных и 27 добывающих скважин.

Средний темп нагнетания воздуха составлял 250 тыс. м³/сут, или 28 тыс. м³/сут в расчете на одну нагнетательную скважину. После создания фронта горения его постепенно увеличивали в течение месяца. В дальнейшем в призабойной зоне сильно повышалось сопротивление и скважины практически не принимали воду. Поэтому сравнительно длительный период (примерно 8 мес.) в пласт закачивали только воздух.

Нагнетание воды было начато в ноябре 1967 г. Накопленный водовоздушный фактор за 4,5 года составил 4,4 · 10 ^-3 м³/м³. Всего в пласт в период осуществления влажного горения было закачано 1,72 млн. м³ воды. Затем 2,5 года осуществлялось обычное заводнение.

Перед началом опытных работ нефть давали только шесть скважин с суммарным дебитом 51, 7 м³/сут. Все остальные скважины были обводнены и закрыты. По оценкам, за счет продолжения заводнения можно было бы получить максимум 19,1 тыс. м³ нефти.

Максимальный отбор нефти был достигнут на стадии осуществления влажного горения в 1968 г. и составил 87,5 м³/сут.

За период осуществления процесса горения (4,5 года) из залежи было добыто 102,8 тыс. м³ нефти. С учетом добычи нефти из опытного участка к началу реализации расширенной программы общий отбор нефти составил 116,2 тыс. м³ нефти. В расчете на эту добычу воздухонефтяной фактор составил 3700 м³/м³.

В результате применения влажного горения с учетом добычи при заводнении из залежи было извлечено 179,7 тыс. м³ нефти, т. е. 19,1 % от остаточных после заводнения запасов нефти. Накопленный воздухонефтяной фактор составил 2390 м³/м³.

Объемный коэффициент охвата пласта горением был значительно ниже 50 % из-за трудностей регулирования процесса при площадной системе размещения скважин. В то же время наблюдалось перемещение высокотемпературных зон на значительные расстояния (до 360 м).

В целом результаты работ на месторождении Слосс дают весьма важный обнадеживающий материал о возможности эффективного применения влажного горения для доразработки месторождения маловязких нефтей после их частичного заводнения.

Интересные результаты были получены и на месторождении Суплаку де-Барку (Румыния). Здесь на пятиточечном элементе с плотностью размещения скважин 0,5 га/скв в 1966 г. был начат процесс сухого внутрипластового горения. При этом дебиты отдельных скважин увеличивались от 2-5 до 90-100 м³/сут. В 1967-1971 гг. горение осуществлялось на восьми новых участках площадью около 4 га каждый.

Средний удельный расход воздуха при осуществлении сухого горения на первоочередном опытном участке составлял около 2200 м³/т. Начатая в июне 1973 г. закачка воды наряду с воздухом, позволила уже к октябрю 1973 г. уменьшить удельный расход воздуха до 1700 м³/т. Нефтеотдача за фронтом горения составляла 45-50 % от запасов.

В 1971 г. испытания влажного горения были начаты на месторождении Беллевью (США). Опытный участок площадью 4 га представлял собой четыре семиточечных элемента. За период разработки с 1921 до марта 1971 г., несмотря на применение различных методов интенсификации добычи, нефтеотдача по опытному участку составляла всего лишь 5%. За два первых года испытаний в пласт было закачано 118,9 млн. м³ воздуха и 72 тыс. м³ воды. Накопленная добыча нефти за этот период достигла 40,4 тыс. т, что составляло 13, 65 % от запасов нефти на начало процесса. Воздухонефтяной фактор составил 2768 м³/м³.

В нашей стране первый промысловый опыт применения влажного горения был начат на залежи, содержащей нефть повышенной вязкости, где, как известно, тепловые методы воздействия дают наибольший эффект. В качестве объекта для испытаний влажного горения была выбрана залежь горизонта ПКв площади Хоросаны месторождения Балаханы - Сабунчи - Романы. Опытный участок расположен в северо-западной части площади Хоросаны. Его геолого-промысловая характеристика приведена ниже.

Коллектор ……………………… Песчаник

Глубина залегания кровли пласта, м ……………………… 250--300

Площадь опытного участка, га ……………………... 9,26

Толщина пласта, м: общая …………………………………………….. 57

эффективная нефтенасыщенная ……………………… 35,4

Проницаемость, мкм² ……………………… 0,53

Нефтенасыщенность, %^:

начальная …………………. 80

текущая на 1/IV 1973 г ………………… 71

Вязкость нефти, мПа·с ………………….. 136

Нефтеотдача на 1/IV 1973 г., % …………………. 11,4

Разработка залежи горизонта ПКв в районе опытного участка была начата в 1930 г. на режиме растворенного газа с переходом в дальнейшем на гравитационный режим с весьма невысокими темпами отбора нефти, составляющими в среднем около 0,3 % в год от начальных балансовых запасов нефти.

Рис. 2. Изменение во времени технологических показателей разработки опытного участка месторождения Балаханы-Сабунчи-Романы (площадь Хоросаны, горизонт ПК) при влажном внутрипластовом горении.

Qвоз. - закачка воздуха; Q_H - добыча нефти; Q_B - содержание воды в продукции; Q_3B -- закачка воды; n_н - число нагнетательных скважин

К началу опытных работ участок эксплуатировался 16 добывающими скважинами, расположенными тремя рядами вокруг нагнетательной скважины на расстоянии соответственно 60, 130 и 180 м с дебитами 0,3-1,4 т/сут.

Промысловые испытания были начаты в апреле 1973 г. и осуществлялись в два этапа. На первом в пласте был создан фронт горения, который в течение 1973 г. поддерживался нагнетанием в пласт только воздуха, т. е. осуществлялся процесс сухого горения. В конце декабря 1973 г. была начата пробная, а с марта 1974 г.- регулярная закачка воды вместе с воздухом.

Пластовое давление в районе первого ряда добывающих скважин увеличилось от 0,58 до 2-2,5 МПа, что позволило перевести реагирующие скважины на фонтанирование.

Добыча нефти из добывающих скважин опытного участка возросла от 13,4 до 20 т/сут (рис. 2).

Воздухонефтяной фактор изменялся от 1500 до 2360 м³/т при среднем значении 1840 м³/т.

Нагнетание вместе с воздухом воды повысило текущую добычу нефти до 30 т/сут, которая более чем в 2,5 раза выше исходной добычи. При этом дебиты нефти отдельных скважин возросли в 10-15 раз, а темп отбора нефти возрос от 0,17 до 2 % в год от начальных балансовых запасов нефти. Текущая нефтеотдача за период промысловых испытаний увеличилась от 11,4 до 25%.

При реализации влажного горения текущее водовоздушное отношение изменялось от 0,0005 до 0,025 м³/м³. Накопленное во-довоздушное отношение составляет 0,0018 м³/м³. Всего в пласт за период промысловых испытаний закачано 41, 6 млн. м³ воздуха и 73,6 тыс. м³ воды. Переход к реализации влажного горения позволил в 2,5 раза уменьшить по сравнению с сухим горением воздухонефтяной фактор, который снизился до 700-1000 м³/т.

Анализ керна из оценочной скважины, пробуренной в выжженную зону, показал, что распространение фронта горения определяется слоистой неоднородностью пласта. Было установлено, что собственно процессом горения охвачено 32,2 % от общей эффективной толщины пласта. Охват пласта тепловым воздействием за счет послойного перемещения фронта горения составляет 84 % от общей эффективной толщины пласта. Коэффициент вытеснения нефти в выжженных прослоях с учетом ее затрат на осуществление процесса составляет 80,5%, а в прослоях, примыкающих к ним, - 57,3 %.

За счет теплового воздействия в значительной мере уменьшается негативное влияние слоистой неоднородности пласта на его нефтеотдачу.

В 1978 г. было завершено создание основного элемента рядной системы - линейного теплового фронта. Объем нагнетания воздуха в эти скважины составлял около 10 тыс. м³/сут, а воды- 10 м³/сут.

С 1981 г. осуществляется крупный промышленный опыт внутри-пластового влажного горения на месторождении Каражанбас. Нагнетание осуществлялось вначале через три скважины, а затем через 35. Объем нагнетаемого в пласт воздуха превышает 80 млн. м³/год, а добыча нефти за счет метода - 100 тыс. т/год. Эффективность процесса на месторождении установлена по технологическим показателям.

Недостатки, ограничения, проблемы. Метод внутрипластового горения сопряжен с большими недостатками. Из-за высокой температуры выходящих газов возникает необходимость решения сложных технических проблем по охране окружающей среды, утилизации продуктов горения, обеспечению безопасного ведения работ, предотвращению выноса песка из скважин, образованию песчаных пробок, водонефтяных стойких эмульсий, коррозии оборудования, возможности проявления гравитационных эффектов, снижающих охват пласта тепловым воздействием, и др.

Для реализации внутрипластового влажного горения в малопроницаемых пластах требуется бурение нагнетательных скважин-дублеров для раздельного нагнетания воздуха и воды, так как при совместной их закачке резко снижается приемистость (в 4-10 раз).

Метод внутрипластового горения - один из наиболее сложных по своему механизму, условиям реализации, моделированию и прогнозу возможной эффективности.

Неравномерное выгорание пласта сильно изменяет его свойства, что усложняет применение в дальнейшем каких-либо других методов извлечения остаточной нефти.

Будущее метода. Масштабы применения в будущем будут сдерживаться в основном сложностью его технической реализации, а также техническими трудностями обеспечения безопасности и управления охвата пласта процессом.

Эффективность и управляемость метода внутрипластового горения можно существенно повысить, добавляя к нагнетаемой водовоздушной смеси определенные агенты, катализаторы, добавочное топливо (жидкое или газообразное), изменяя режим и системы нагнетания рабочих агентов (воды и воздуха) в пласт (циклическое воздействие) с целью сокращения удельного расхода воздуха и повышения теплового воздействия на пласт.

При повышенных водовоздушных отношениях метод влажного горения переходит в другие модификации внутрипластового горения с заводнением. Фронт горения может прекратить существование, а закачиваемый кислород воздуха будет поступать в зону насыщенного пара, вступать в экзотермические реакции с нефтью и поддерживать так называемое сверхвлажное горение.

При сверхвлажном горении достигаются существенная интенсификация теплового воздействия на пласт, а также значительное сокращение затрат воздуха на добычу нефти. Для поддержания сверхвлажного горения требуются небольшие затраты топлива (5-10 кг на 1м³ пласта), что имеет важное значение для пластов, содержащих маловязкую нефть.

Периодическое изменение режимов нагнетания рабочих агентов в пласт, т. е. периодическое изменение водовоздушного отношения, дает возможность качественно изменять характер перемещения по пласту фронта горения. При такой технологии процесс вытеснения можно существенно интенсифицировать за счет продуктов дистилляции нефти и ее низкотемпературного окисления.

Применение внутрипластового горения в карбонатных коллекторах сопряжено с трансформацией этого метода в метод вытеснения нефти СО₂, образующимся при диссоциации карбонатов, или с существенным использованием этого продукта для извлечения нефти.

Важным направлением совершенствования технологии внутрипластового горения представляется также его сочетание с другими методами увеличения нефтеотдачи пластов. Поэтому в будущем метод внутрипластового горения будет развиваться в этих направлениях.

Вытеснение нефти паром

Вытеснение нефти паром - наиболее распространенный метод увеличения нефтеотдачи пластов, так как при вытеснении высоковязких нефтей он обладает явными преимуществами перед другими методами.

Механизм процесса. В этом процессе пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкостью нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. Пар, обладающий большой теплоемкостью -- более 5000 кДж/кг -- в 3--3,5 раза выше горячей воды при 230 °С, вносит в пласт значительное количество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение всех насыщающих пласт агентов -- нефти, воды, газа. В пласте образуются три следующие зоны, различающиеся по температуре, насыщению и характеру вытеснения (рис. 3).



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.

Циклическое нагнетание пара

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).

Лекция 15. ВНУТРИПЛАСТОВОЕ ГОРЕНИЕ

При ВГ тепло образуется непосредственно в пласте за счет сжигания части пластовой нефти при фильтрации окислителя. Метод заключается в инициировании горения нефти в призабойной зоне зажигательной скважины специальными источниками тепла при одновременном нагнетании окислителя (воздуха) и последующем перемещении фронта горения по пласту к добывающим скважинам. После образования устойчивого очага горения в пласт нагнетают окислитель или смесь окислителя и воды. При этом часть пластовой нефти (10 -15 %) сгорает, и выделяющиеся в результате реакции газы горения, пар и другие компоненты эффективно вытесняют нефть из пласта.

Различают два основных варианта внутрипластового горения - прямоточный и противоточный. Направление перемещения фронта горения в нефтяном пласте зависит от места возникновения очага горения и направления подачи окислителя. Если температура призабойной зоны вокруг нагнетательной скважины поднята до необходимого уровня, горение инициируется именно в этой области и его фронт перемещается в направлении вытеснения нефти - от нагнетательной к добывающим скважинам. В этом случае процесс называют прямоточным горением.

Если же повышают температуру призабойной зоны добывающей скважины и очаг горения возникает в ее окрестности, то фронт горения распространяется к нагнетательной скважине, т.е. в направлении, противоположном направлению вытеснения нефти. Такой процесс называется противоточным горением.

При внутрипластовом горении действует широкий комплекс механизмов извлечения нефти, вытеснение ее газообразными продуктами горения, водой, паром; дистилляция легких фракций нефти; разжижение нефти под действием высокой температуры и углекислого газа. Таким образом, одновременно используются почти все известные методы воздействия на нефтяной пласт. Образованные за счет дистилляции легкие фракции нефти переносятся в область впереди теплового фронта и, смешиваясь с исходной нефтью, играют роль оторочки растворителя.

В связи с тем, что тепловая энергия образуется непосредственно в пласте, исключаются тепловые потери по стволу скважин, которые имеют место при закачке теплоносителей. Кроме этого при внутрипластовом горении зона внутрипластового генерирования тепла перемещается в направлении к добывающим скважинам, поэтому снижаются тепловые потери в окружающие породы через кровлю и подошву пласта.

Сухое прямоточное горение

Лабораторные опыты по внутрипластовому горению показывают, что в пласте существуют несколько, резко отличающихся друг от друга переходных зон. При сухом прямоточном горении в пласте можно выделить пять характерных зон, нумерацию которых удобно приводить в направлении движения фронта горения.

Схема распределения характерных зон и температуры при прямоточном внутрипластовом горении

Зона 1. В этой области пласта фронт горения уже прошел, она состоит практически из сухой породы без нефти. В порах фильтруется окислитель. Температура в ней достаточно высокая, плавно увеличивается в направлении вытеснения. По мере фильтрации по этой зоне происходит нагревание закачиваемого окислителя за счет контакта с нагретым коллектором.

Зона 2 - это зона горения. В ней происходят высокотемпературные окислительные процессы, т.е. горение остаточного коксоподобного топлива. Температура в этой зоне достигает своего максимального значения, равного температуре горения, которая обычно составляет 350 - 600⁰ С. В результате реакции горения образуется углекислый газ, двуокись углерода и вода.

Зона 3 представляет собой зону образования остаточного топлива. В ней под действием высокой температуры происходит крекинг и пиролиз фракций нефти, которые не были вытеснены к этому времени, с образованием жидких и газообразных продуктов с последующим растворением в нефти впереди фронта горения. Из тяжелых остатков, в результате сложных термохимических реакций образуется коксоподобное вещество, которое служит топливом для поддержания процесса внутрипластового горения, а газообразные и жидкие углеводороды потоком газов горения и пара, образованного из реакционной воды, вытесняются в направлении фильтрации.

В зоне 4 происходит испарение воды, содержащейся в пласте в свободном и в связанном состоянии, а также разгонка легких фракций нефти, которые вытесняются в зону 5 горячей воды. В начале зоны горячей воды происходит конденсация паров воды и углеводородных газов, образованных в зоне 4.

При сухом горении ввиду малой теплоемкости закачиваемого окислителя, основная доля выделившегося тепла остается позади фронта горения и не участвует в процессе вытеснения нефти. Впереди фронта горения температура пласта довольно резко снижается вплоть до пластовой температуры, так как переброшенное потоками газа тепло расходуется на нагревание породы и содержащейся нефти. А позади фронта, наоборот, из-за рассеивания тепла в окружающий пласт породы наблюдается плавное её снижение. Поэтому размер прогретой области впереди фронта существенно меньше, чем позади фронта.

Для повышения эффективности процесса необходимо увеличить переброску тепла из зоны горения в зоны вытеснения. Этого можно добиться за счет повышения теплоемкости закачиваемого агента.

Влажное внутрипластовое горение

Процесс влажного внутрипластового горения (ВВГ) заключается в том, что в пласт вместе с окислителем закачивается в определенном соотношении вода, которая позволяет увеличить конвективный перенос тепла через фронт горения.