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

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.