Тепловые методы повышения нефтеотдачи пластов.

Тепловые методы повышения нефтеотдачи пластов применяют на месторождениях с высоковязкими нефтями, содержащими в своем составе большое количество парафина высокой температуры кристаллизации и асфальтосмолистых веществ. Нефти этих месторождений малоподвижны, и вследствие нарушения термодинамического равновесия в системе пласт — скважина в процессе эксплуатации скважин происходит отложение парафина, и асфальтосмолистых веществ в призабойной зоне пласта, нередко с полной потерей проницаемости. Поэтому дебиты скважин месторождений с высоковязкими нефтями крайне низкие, а коэффициенты нефтеотдачи пластов находятся на уровне 0,1 — 0,3.

При прогреве призабойной зоны парафиносмолистые отложения в трубах, на стенках скважины, в фильтровой зоне и порах пласта расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность. Это улучшает фильтрационную способность породы в призабойной зоне. Кроме того, снижается вязкость и увеличивается подвижность нефти, что также облегчает условия ее продвижения в пласте.

Призабойную зону прогревают при помощи скважинных электронагревателей и газонагревателей, горячей нефтью, нефтепродуктами, водой и паром, а также путем термохимического воздействия.

В настоящее время нашли применение или проходят промысловые испытания, следующие методы теплового воздействия на пласт:

Ø Прогрев призабойной зоны электрическими и огневыми нагревателями.

Ø Паротепловая обработка пласта.

Ø Закачка горячей воды в продуктивные пласты.

Ø Добыча нефти с помощью внутрипластового движущегося очага горения (ВДОГ).

Электротепловая обработка призабойных зон скважин осуществляется при помощи электронагревателей, спускаемых в скважину на кабель-тросе. Скважинный электронагреватель (рис. 10.4.1.) состоит из четырех основных частей: головки 2, клеммной полости 4, трубчатых электронагревательных элементов (ТЭН) 5 и перфорированного кожуха 6. Головка соединяется болтами с гидрофланцем 3.

Каждый нагревательный элемент представляет собой стальную трубку диаметром 17 мм, внутри которой запрессована спираль из нихромовой проволоки в кварцевом песке или плавленой окиси магния. Последние служат электрической изоляцией спирали от металлической трубки, а также являются проводниками тепла. В нижней части кожуха приварена муфта 7, в которую ввинчивается карман для термометра. Наружный диаметр электронагревателя 112 мм, длина 3700 мм, масса 60 кг. Максимальная мощность электронагревателя 21 кВт, напряжение 380 В.

Для спуска электронагревателя в скважину на кабеле 1, для подъема его и прогрева призабойной зоны применяется самоходная установка СУЭПС-1200. В последнее время применяют установки для более глубоких скважин. Прогрев призабойной зоны пласта обычно проводится в течение 5 — 7 сут, радиус повышенного температурного поля достигает 1 — 1,2 м.

Электронагреватели изготовляют в поднасосном и неподнасосном вариантах. ТЭН поднасосного варианта в скважине оставляется на длительное время и по мере уменьшения ее продуктивности периодически включается в работу. ТЭН неподнасосного варианта после прогрева призабойной зоны поднимают, скважину оборудуют снова насосной установкой и пускают в эксплуатацию. Недостатком неподнасосного варианта является то, что за время спуско-подъемных операций призабойная зона снова остывает и парафин вновь затвердевает.

Паротепловую обработку призабойных зон скважин проводят следующим образом:

Перегретый пар нагнетают в скважину в течение 10 — 12 сут, после чего устье скважины закрывают на 2 — 5 сут для передачи тепла в глубь пласта и эксплуатацию скважины возобновляют.

Для предохранения эксплуатационной колонны от воздействия пара в скважину спускают НКТ с термостойким пакером, который устанавливают над верхними отверстиями фильтра. В неглубоких скважинах (до 500 — 600 м) паротепловую обработку часто проводят без применения пакера.

Пар для теплового прогрева скважин получают от передвижных паровых установок (ППУ), монтируемых на шасси автомобиля. Имеются ППУ производительностью 4 т пара с рабочим давлением до 12 МПа и температурой пара до 320 °С. Также применяются мощные передвижные парогенераторные установки, например УПГ-9/120 с подачей пара 9 т/ч и рабочим давлением 12 МПа.

Парогенераторную установку (одну или несколько) соединяют трубопроводами высокого давления с устьем скважины. Пар из парогенератора своим давлением вытесняет нефть из НКТ и поступает в пласт.

Как показала практика, для получения хорошего эффекта от паротепловой обработки в скважину необходимо закачивать не менее 1000 т пара.

Этот метод обработки призабойных зон, называемый циклическим паротепловым методом обработки, дает хорошие результаты на скважинах, эксплуатирующих пласты с тяжелой, высоковязкой нефтью, или на скважинах, резко снизивших продуктивность из-за закупорки пор парафиносмолистыми отложениями.

При площадной закачке пар подается в нагнетательную скважину, а нефть, вытесняемая из пласта оторочкой горячего пароконденсата и пара, добывается из соседних добывающих скважин. При закачке пара снижается вязкость нефти, растворяются отложения солей в горячих конденсате и воде, расплавляются отложения парафина и асфальтосмолистых веществ. Расчеты и опыты показывают, что наилучшие результаты при паротепловой обработке получаются при температуре пара 200 — 210 °С. Увеличение объемов закачиваемого пара выше расчетных приводит к преждевременному прорыву пара к нефтедобывающим скважинам. Перерывы в закачке пара обусловливают охлаждение нефти и увеличение ее вязкости и конденсацию пара в пласте. В результате возникают дополнительные фильтрационные сопротивления в пласте и снижается фазовая проницаемость.

При площадной закачке пара расстояние между нефтяными и паронагнетательными скважинами составляет 25 — 120 м. При меньших расстояниях возникает вероятность прорыва пара к добывающим скважинам. Площадную закачку пара применяют на месторождениях с толщиной продуктивного пласта не более 15 м и глубиной его залегания не более 1000 м.

Закачку в скважину горячих жидкостей (нефти, газового конденсата, керосина, дизельного топлива или же воды с добавками ПАВ или без них) обычно проводят для прогрева запарафиненных подъемных труб и призабойной зоны. Жидкость в объеме до 15 — 30 м³ нагревают до температуры 90 — 95 °С паром от паровой передвижной установки (ППУ), а затем с помощью насоса закачивают в скважину.

Кроме того, имеются специальные агрегаты АДП-4-150 для нагрева и нагнетания нефти или других рабочих агентов в скважины с целью удаления отложений парафина. Эти агрегаты также можно использовать и для депарафинизации трубопроводов, трапов, манифольдов и другого нефтепромыслового оборудования.

Применяют два варианта закачки: создание циркуляции горячей жидкости без остановки работы скважинного насоса и продавливание жидкости в призабойную зону.

При первом варианте скважинный насос допускают до нижнего интервала перфорации и, не прекращая работы насосной установки, горячую жидкость закачивают через межтрубное пространство. По пути она нагревает НКТ, расплавляет парафин с их внутренних стенок и, проникая в призабойную зону, расплавляет и вымывает парафиносмолистые отложения в непосредственной близости от скважины.

Для осуществления второго варианта из скважины извлекают подземное оборудование (насос, трубы) и спускают в нее на трубах пакер, который устанавливают в кровле обрабатываемого пласта. Горячую жидкость закачивают по трубам в пласт. После этого пакер извлекают на поверхность, спускают скважинный насос и пускают скважину в эксплуатацию. Горячая жидкость растворяет парафиносмолистые отложения в призабойной зоне, и при откачке эти вещества выносятся вместе с нефтью на поверхность.

Первый вариант более прост по своему осуществлению, так как не требует остановки скважины. Однако при этом варианте парафин растворяется лишь в подъемных трубах и выкидной линии, призабойная зона скважины практически не прогревается.

Закачка горячей жидкости в скважину по второму варианту более эффективна по сравнению с первым. Недостатком этого варианта является необходимость остановки скважины для подъема и спуска насоса и установки пакера.

Метод закачки горячей воды в продуктивные пласты применяют на ранней стадии разработки месторождений. Основным из критериев применения этого метода является высокая вязкость нефти в пласте или высокая температура кристаллизации парафина.

Если на таких месторождениях проводить закачку холодной воды, она будет прорываться послойно по более высокопроницаемым пропласткам или участкам пласта. Кроме того, в выше и нижележащих низкопроницаемых участках пласта температура снизится, вследствие чего в порах будет происходить отложение парафина и в пласте останется большое количество невытесненной нефти.

При этом методе в нагнетательные скважины закачивается горячая вода, температура которой выше температуры кристаллизации парафина, а нефть вытесняется к нефтедобывающим скважинам. Постоянная закачка горячей воды в пласт связана с большими затратами на нагрев воды, поэтому в настоящее время находится на стадии разработки новый циклический метод закачки горячей воды. Сущность его заключается в том, что в продуктивный пласт поочередно закачивают заданные объемы то горячей, то холодной воды. При закачке горячей воды происходит нагрев кровли и подошвы пласта, а при закачке холодной воды — вытеснение в глубь пласта горячей воды. При этом холодная вода нагревается за счет тепла, поступающего из высокотемпературных кровли и подошвы пласта.

Сущность процесса внутрипластового горения при разработке нефтяных залежей заключается в образовании и перемещении по пласту высокотемпературной зоны сравнительно небольших размеров, в которой тепло образуется в результате экзотермической реакции между частью содержащейся в пласте нефти и кислородом.

Рисунок – 10.4.2. – Схема распределения зон и температуры при прямоточном процессе внутрипластового горения.

В настоящее время наиболее изученным и надежно апробированным способом внутрипластового горения является прямоточный процесс, при котором направления движения зоны горения и окислителя совпадают (рис. 10.4.2.). Для поддержания горения в пласте в него вводят кислород в составе воздуха. Между забоем нагнетательной скважины и фронтом горения 3 образуется выжженная зона 1. При нормальном течении процесса у кровли и подошвы выжженной зоны пласта остаются небольшой толщины участки остаточной нефтенасыщенности 2, так как горение в этих частях пласта невозможно в связи с уменьшением температуры ниже температуры воспламенения топлива. Из прикровельной и приподошвенной частей нефть вытесняется только горячими газообразными продуктами горения. Непосредственно перед фронтом горения 3 в условиях высокой температуры из нефти образуется топливо в виде коксоподобного остатка. В зоне коксообразования и впереди нее находится зона испарения легких фракций нефти и воды 4 при более низкой температуре. Далее формируется сравнительно широкая зона конденсации 5, в которой вода и часть нефти, не вытесненная горячей водой, находятся в состоянии кипения при парциальном давлении этих жидкостей в системе. Вода находится в парообразном и жидком состоянии в зонах испарения, конденсации и частично в зоне горячей воды 6, температура в которой ниже температуры кипения жидкостей. Впереди зоны горячей нефти 7 до добывающей скважины находится зона начальной пластовой температуры 8. Как видно из рисунка (кривая 9), в выжженной зоне по мере горения температура повышается до 400°С и более (кривая 10) и поддерживается в течение всего процесса. После зоны горения в зоне испарения легких фракций нефти и воды происходит быстрое снижение температуры примерно до 200°С, и такая температура распространяется на большое расстояние. Обладая более высоким давлением, пары воды и углеводородов проталкивают в сторону нефтяных скважин оторочку горячей воды, горячей нефти и вытесняют нефть. Таким образом, высокая нефтеотдача пласта при внутрипластовом горении обусловлена совместным действием на пласт горячей воды, пара и растворителей.

Условиями, благоприятствующими проведению внутрипластового горения, являются:

1. Залегание залежи на глубине 50 – 1000 м. толщиной коллектора 3 – 15 м;

2. Остаточная нефтенасыщенность должна составлять не менее 50 – 60%, первоначальная обводненность – не более 40% и пористость пласта – 12 – 43% и более.

Существуют два способа разжигания пласта: самопроизвольное и искусственное. Первый способ используют на месторождениях с быстро окисляющейся нефтью. Искусственное разжигание осуществляют различными электрическими или газовыми нагревателями, установленными на забое скважины путем раздельной подачи воздуха и углеводородного газа по двум каналам. После создания устойчивой зоны горения подачи углеводородного газа постепенно уменьшают и затем прекращают, а продолжают закачку воздуха в пласт для поддержания дальнейшего горения.

Сущность термогазохимического воздействия (TГXB) заключается в том, что в скважину на кабеле спускают устройство с пороховыми зарядами типа АДС — аккумуляторы давления скважин — и проводят «медленный взрыв» против продуктивного пласта. Скорость горения порохового заряда в зависимости от его количества (15, 20, 100, 150 кг) составляет 6, 12, 18 с. При этом образуется 830 — 850 м³ газа на 1 кг пороха и выделяется 3420 — 5555 кДж тепла. В скважине могут развиваться давления 30 — 100 МПа и более, при которых раскрываются трещины или создаются новые трещины в пласте. Максимальная температура в центре горения заряда может достигать 3500 °С, но за счет достаточно хорошей теплопроводности колонны, жидкости и породы температура среды на стенке скважины быстро выравнивается и не превышает 250 — 700 °С.

При сжигании порохового заряда наблюдается импульсный характер выделения тепловой энергии и перенос тепла совмещается с интенсивным движением нагретых жидкостей и газообразных продуктов горения по порам и трещинам в глубь продуктивного пласта, которые и расплавляют отложения парафина и асфальтосмолистых веществ и выпаривают связанную воду.

Пороховые газы в основном состоят из хлористого водорода и углекислого газа. Проникая в поры и трещины пласта, хлористый водород, соединяясь с пластовой водой, образует до 100 — 150 л раствора соляной кислоты 5%-ной концентрации, которая, взаимодействуя с карбонатными породами и солями железа, увеличивает пористость, расширяет трещины. Углекислый газ, образующийся при реакции раствора соляной кислоты и содержащихся в составе пороховых газов, растворяется в нефти, снижая ее вязкость и поверхностное натяжение на границе с водой.

Пороховые заряды типа АДС изготовляются промышленностью четырех типоразмеров длиной от 500 до 1800 мм, диаметрами 42 и 100 мм, массой секции от 2 до 32 кг. Их спускают в скважину на обычном поддоне на кабеле через обсадные трубы. В фонтанные скважины секции АДС спускают через лубрикатор на специальном поддоне, который после выхода из НКТ переворачивается, и секции падают на забой.

Обработку скважин этим методом обычно совмещают с проведением подземного или капитального ремонта. Метод ТГХВ может проводиться в комплексе с кислотными обработками и обработками скважин с закачкой растворителей. Он дает хороший эффект при применении в высокопродуктивных скважинах с крепкими породами призабойной зоны пласта и в скважинах, расположенных в зонах высокого пластового давления. Эффективность ТГХВ повышается на месторождениях с низкой вязкостью нефти, но содержащих в своем составе большое количество парафина с высокой температурой кристаллизации.

На месторождениях, в призабойных зонах которых наблюдаются отложения гипса, после проведения ТГХВ возможно значительное ограничение притоков пластовых вод. Это объясняется тем, что при высоких температурах возможен переход гипса в алебастр, который, соединяясь с водой в водоподводящих каналах, снова превращается в гипс.