Разработка нефтяных месторождений с нагнетанием теплоносителя в пласт. Теоретические основы процесса. Выбор типа теплоносителя

Одним из основных способов разработки месторождений с вязкими нефтями (> 30 мПа×с) является воздействие на нефтяной пласт теплоносителем. Нагнетание теплоносителей предназначается для интенсификации разработки нефтяных месторождений и увеличения нефтеотдачи пластов.

В качестве теплоносителей для нагнетания в пласт с целью повышения нефтеотдачи применяются насыщенный водяной пар или горячая вода. Именно эти теплоносители характеризуются наибольшим среди известных рабочих агентов теплосодержанием и, следовательно, дают возможность обеспечить лучшую эффективность теплового воздействия на пласт.

Теплоперенос в пласте осуществляется конвективным и одновременно диффузионным путем. Следовательно, тепло, вводимое в пласт, передается не только жидкостям и газам, находящимся в каналах фильтрации, но и породе продуктивного пласта, а также окружающим породам. В этом основная отличительная особенность термических методов и их преимущество перед другими методами повышения нефтеотдачи, в которых перенос вытесняющего агента в пласте осуществляется только конвекцией. Охват тепловым воздействием приводит к активизации вытеснения нефти по всему объему прогретой зоны пласта, что в итоге обеспечивает значительный прирост коэффициента нефтеизвлечения.

Росту коэффициента нефтеизвлечения способствуют следующие основные механизмы: уменьшение вязкости нефти под воздействием температуры, тепловое расширение пластовой системы, улучшение проявления молекулярно-поверхностных сил в пласте.

При нагнетании в пласт пара, в отличие от горячей воды, проявляется дополнительный механизм увеличения нефтеотдачи - дистилляция легких фракций нефти в зоне пара.

Несмотря на то, что тепловые методы могут обеспечить достаточно высокую нефтеотдачу, применение их ограничивается экономической целесообразностью. Эти методы весьма энергоемки, требуют больших энергозатрат на производство теплоносителя и они экономически невыгодны для разработки месторождений с малой и повышенной вязкостью нефти (менее 30 мПа×с), где более эффективны заводнение, физико-химические методы и др.

Из соображений экономической целесообразности в документе министерства нефтяной промышленности "Методическое руководство по проектированию применения теплоносителей при разработке нефтяных месторождений" (РД 39.0147035.214.87) в качестве основных критериев при выборе объекта разработки были приняты ограничения: вязкость пластовой нефти ³ 50 мПа×с, глубина залегания пласта до 1000 м, толщина нефтенасыщенного слоя ³ 6 м.

Широко известны технологии паротеплового воздействия на пласт (ПТВ) и воздействия горячей водой (ВГВ) . Суть этих технологий заключается в том, что при любых системах размещения скважин (площадных или рядных) на первом этапе в нагнетательные скважины осуществляют непрерывную закачку теплоносителя, за счет чего в пласте создаются обширные прогретые зоны (этот процесс называется созданием оторочки теплоносителя в пласте), затем, на втором этапе в те же нагнетательные скважины непрерывно закачивают ненагретую (холодную) воду с целью проталкивания оторочки теплоносителя к добывающим скважинам. Объем теплоносителя, необходимого для создания тепловой оторочки, зависит от конкретных геолого-физических условий пласта, плотности сетки скважин, температуры нагнетания и изменяется в широких пределах от 60-80% порового объема пласта в зоне вытеснения при закачке пара и от 0,6 до 1,8 порового объема - при закачке горячей воды.

На Гремихинском месторождении работы по воздействию горячей водой были начаты в 1983 году. В результате проведения научно-исследовательских и промысловых исследований в течение ряда лет были обоснованы, созданы и внедрены в производство следующие новые технологии: технология импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт - ИДТВ, импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт с паузами - ИДТВ(П), технология теплоциклического воздействия на пласт - ТЦВП.

Оборудование для нагнетании в пласт пара (горячей воды) состоит из паровых котлов, коммуникации пара, устьевого и внутрискважинного оборудования нагнетательных скважин. Рассмотрим каждый вид оборудования в отдельности.

Для закачки теплоносителя в нефтяные пласты используют, в основном, специальные парогенераторные и водонагревательные установки, которые вырабатывают пар и горячую воду требуемых параметров и качестваТеплогенерирующая установка выбирается из имеющего в серийном производстве оборудования таким образом, чтобы она обеспечивала доставку теплоносителя к забоям нагнетательных скважин с заданными параметрами (давлением, температурой, сухостью). Выбор типа теплогенерирующей установки осуществляется исходя из необходимого рабочего давления и производительности. В случае закачки горячей воды необходимое давление жидкого теплоносителя на выходе из теплогенерирующей установки определяется как и при расчете давления парообразного носителя. Давление горячей воды на выходе из теплогенерирующей установки должно быть выбрано с учетом потерь давления в наземных трубопроводах и при заданной температуре нагрева горячей воды должно быть выше давления насыщения для пара при температуре горячей воды, чтобы не вызвать вскипание в трубопроводах и соответственно гидравлические удары.

При определении единичной номинальной производительности теплогенерирующих установок и их количества в группе руководствуются следующим положением: количество установок, их номинальная производительность определяется из годового объема нагнетания теплоносителя в пласт. Установки на месторождениях монтируются в группы. Максимальное число установок в группе, по мере нарастания темпов разработки месторождения, не должно превышать 4. Исходя из практических соображений и унификации оборудования в каждой группе должна быть резервная установка.

Основные требования, предъявляемые к конструкции паронагнетательной скважины (ПНС), сводятся к следующему:

- конструкция нагнетательной скважины должна обеспечивать безаварийную работу в условиях нагнетания в пласт теплоносителя и последующей закачки в пласт холодной воды для продвижения тепловой оторочки:

- конструкция скважины должна обеспечивать термические напряжения, не приводящие к нарушению прочности обсадной колонны и цементного пласта.

Эффективным средством снижения термических напряжений в элементах конструкции является снижение температуры на внутренней поверхности обсадной колонны путем установки пакеров и тепловой изоляцией насосно-компрессорных труб, по которым нагнетается теплоноситель.

В для закачки теплоносителя в нефтяной пласт могут применяться следующие схемы конструкции нагнетательных скважин.

1. Нагнетание теплоносителя по обычным НКТ, подвешенным на устьевом фланце без пакера и другого внутрискважинного оборудования. В этом случае параметры теплоносителя (в первую очередь температура) не должна превышать расчетные для колонны труб и цементного камня.

2. Нагнетание теплоносителя по обычным НКТ с использованием термостойкого пакера, термокомпенсатора и специальной устьевой арматуры. В этом случае при обеспечении герметичности резьбовых соединений НКТ и элементов внутрискважинного оборудования после выпаривания воды (или замены на воздух) в затрубном пространстве создаются благоприятные условия для повышения параметров нагнетания теплоносителя и уменьшения потерь тепла по стволу скважины.

3. Нагнетание теплоносителя по НКТ, изолированными теплоизолирующими материалами. В этом случае пар (или горячую воду) подают по колонне нагнетательных труб в качестве которых используются 73-мм или 88,9-мм насосно-компрессорные трубы), спущенные до или ниже кровли продуктивного пласта. Для уменьшения потерь тепла в стволе скважины и предохранения обсадной колонны от воздействия высокой температуры кольцевое пространство между нагнетательной и эксплуатационной колоннами целесообразно разобщать термостойким пакером, устанавливаемым над кровлей продуктивного пласта.

Коэффициент нефтеизвлечения, текущий и конечный. Факторы, влияющие на конечный коэффициент нефтеизвлечения. Классификация методов увеличения конечного коэффициента нефтеизвлечения.

Начальные извлекаемые запасы нефти в залежи равны произведению величин начальных балансовых запасов и конечного коэффициента извлечения нефти.

Конечный коэффициент извлечения нефти показывает, какая часть от начальных балансовых запасов может быть извлечена при разработке залежи до предела экономической рентабельности .

Наряду с конечным коэффициентом извлечения нефти определяют текущий коэффициент извлечения, равный отношению накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к их начальным балансовым запасам.

Значения коэффициентов извлечения нефти, а следовательно и величина извлекаемых запасов по месторождению или залежи зависит от геолого-физических характеристик и неоднородности продуктивных пластов, научного уровня и обоснованности принимаемых проектных решений по технологии разработки и технике добычи нефти, экономических нормативов и критериев эффективности разработки, требований рационального использования природных, материальных и людских ресурсов, охраны недр и окружающей среды .

Метод заводнения начался с применением законтурного заводнения, при котором вода нагнетается в скважины , расположенные в водоносной части пласта, в дали от внешнего контура нефтеносности . Было обнаружено, что законтурное заводнение эффективно не во всех случаях, поэтому был переход на ряде залежей к приконтурному заводнению, когда вода нагнетается в скважины, расположенные в периферийной приконтурной зоне залежи .

Внедрение метода заводнения началось с применения законтурного заводнения, при котором нагнетается в скважины , расположенные в водоносной части пласта ,вдали от внешнего контура нефтеносности . Однако уже вскоре было обнаружено ,что законтурное заводнение эффективно не во всех случаях и что оно не обеспечивает нужной степени воздействия на залежи с большой площадью нефтеносности и на залежи с существенно неоднородным строениемпластов.

Следующим шагом в развитии заводнения был переход к приконтурному заводнению ,когда вода нагнетается в скважины , расположенные в периферийной приконтурной зоне залежи. Приближение таким образом искусственного контура питания к зоне отбора повышало возможности метода заводнения.

Новые методы разработки по виду применяемого процесса можно подразделить на следующие группы:

физико-химические методы – вытеснение нефти водными растворами химических реагенов ( полимеров, кислот , щелочей) , мицеллярными растворами и др.;

теплофизические методы – нагнетание в пласты теплоносителей – горячей воды или пара;

термохимические методы – применение процессов внутрипластового горения нефти – “сухого”, влажного или сверхвлажного, в том числе с участием щелочей, оксидата и др.;

методы вытеснения нефти смешивающимися сней агентами – растворителями, углеводородными газами под высоким давлением.

В отличии от заводнения каждый из новых методов может быть эффективно применен лишь в определенных геолого-физических условиях. Поэтому при введении того или иного нового метода важно выбрать соответствующие эксплуатационные объекты.

Заводнение с использованием химических реагенов. Эта группа новых методов основана на нагнетании в продуктивные пласты водных растворов химических веществ с концентрацией 0,02 – 0,2 % . Растворы нагнетаются в объеме пустот залежи для создания оторочки, вытесняющей нефть. Затем оторочку перемещают путем нагнетания в пласт обычной воды , называемой в этом слцчае рабочим агентом. С их помощю может быть существенно расширен диапазон значений вязкости пластовой нефти ( вплоть до 50- 60 мПа*с ), при котором возможно применение методов воздейсствия , основанных на заводнении. Применение методов в начальных стадиях разработки позволяет ожидать увеличение коэффициентовизвлечения нефти по сравнению с их величиной при обычном заводнении на 3- 10 %.

Вытеснение нефти водными расстворами полимеров.Наиболее приемлимым для этого процесса считается раствор полиакриламида ( ПАА) известкового способа нейтрализации. Добавка ПАА к нагнетаемой воде повышает вязкость и, следовательно, уменьшает относительную вязкость пластовой нефти: Мо= Мн / Мв. Это повышает усстойчивость раздела между водой и нефтью (фронта вытеснения),способствуя улучшению вытесняющих свойств воды и более полному вовлечению объема залежи в разработку.

Метод рекомендуется для зялежей с повышенной вязкостью пластовой нефти – 10- 50 мПа * с. Учитывая возможность снижения приемистости нагнетательных скважин вследствие повышенной вязкости раствора и соответственно низких темпов разработки залежей, метод целесообразно применять при значительной проницаемости пород- коллекторв – более 0,1 мкм? . Благоприятны залежи с относсительно однородлным строением продуктивных пластов ,преимущественно порового типа.

Вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ ПАВ.Наиболее применимыми считаются растворы неиногенных ПАВ типа ОП-10 . Судя по эксплуатационным данным , добавка ПАВ в нагнетаемую воду улучшает отмывающие свойства воды : снижается поверхностное напряжение воды на границе с нефтью , уменьшается краевой угол смачивания и т.д. Метод рекомендуется для залежей с водонасыщенностью пласта не более 15 % ( с учетом способности реагента к селективной адсорбции на стенках водонасыщенных пустот породы) , при вязкости пластовой нефти 5-30 мПа * с, проницаемости пласта выше 0,03- 0,04 мкм?, температуре пласта до 70? С.

В настоящее время возможностей прироста коэффициентаизвлечения нефти от применения метода оценивают примерно в 3-5 %.

Вытеснение нефти мицелярными растворами. При этом методе в качестве вытесняющего агента в пласт нагнетают мицелярный раствор ( в объеме около 10 % от пустотного пространства залежи), узкую оторочку которого перемещают широкойоторочкой буферной жидкости – раствора полимера , а последнюю- рабочим агентом – водой. Состав мицелярного раствора : легкая углеводородная жидкость, пресная вода, поверхностно-активные вещества, стабилизатор. Метод предусматривает достижение близких значений вязкости пластовой нефти , мицелярного раствора и буферной жидкости. Механизм процесса находится в стадии изучения.

Метод предназначается в основном для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов. Для применения известных мицелярных растворов рекомендуется выбирать залежи нефти в терригенных коллекторах порового типа (нетрещиноватых), относительно однородных, не содержащих карбонатного цемента. Эти требования обусловлены тем , что при перемещении растворов по резко неоднородному коллектору и при контакте его с карбонатами может нарушаться его структура . Средняя проницаемость пластов желательна более 0,1 мкм? . Рекомендуемая вязкость пластовой нефти от 3 до 20 мПа *с, поскольку при более высокой вязкости требуется и большая вязкость раствора и буферной жидкости, что обуславливает технологические трудности в подготовке и нагнетании растворов. Температура пластов не должна превышать 70-90 ? С. Допустимая глубина залегания пластов определяется теми же факторами, что и при вытеснении нефти растворами ПАА.

Теплофизические методы. Применение этих методов основано на внесении в пласт тепла с поверхности. В качестве теплоносителей применяют пар или горячую воду.

Вытеснение нефти паром. Метод рекомендуется для разработки залежей высоковязких нефтей – более 40-50 мПа*с, для которых метод заводнения не пригоден. Применение метода позволяет достигать высокой величины коэффициента извлечения нефти- 0,4-0,6 , иногда более. Высокая эффективность метода обеспечивается благодаря снижению вязкости пластовой нефти, дистиллация нефти в зоне пара, гидрофилизации породы-коллектора вследствие расплавления и удаления со стенок пор смол иасфальтенов и другим явлениям. Выбор залежей с благоприятной для применения метода геологопромысловой характеристикой основывается главным образом на необходимости создания условий для минимальных потерь тепла при перемещении пара по скважине и затем по пласту. Глубина залегания пласта ограничивается примерно 1000 м, (для сведения В Удмуртии этот барьер преодолен) . Рекомендуемая нефтенасыщенная мощность- 10-40 м. При меньшей мощности резко возрастают потери тепла в породе, покрывающие и подстилающие продуктивный пласт. При чрезмерно большой мощности горизонта во избежание низкого охвата воздействием по вертикали возможно его расчленение на объекты. Процесс наиболее эффективен при разработке залежей с высокой начальной нефтенасыщенностью, так как при этом потери тепла на нагрев содержащейся в пласте воды минимальны. Более благоприятны для процесса мономинеральные (кварцевые) песчаники , менее благоприятны- полимиктовые с обломками глинистых пород.

Применение метода эффективно при условии расстояний между скважинами не более 200-300 м.

Вытеснение нефти горячей водой. Этот метод может применяться для разработки нефтяных залежей высоковязких нефтей с целью повышения коэффициента извлечения нефти из залежей высокопарафинистых нефтей для предотвращения выпадения парафина в пласте Повышение коэффициента извлечения нефти обуславливается теми же факторами , что и при нагнетании пара. Однако рассматриваемый процесс менее эффективен, поскольку он обеспечивает воздействие на пласт меньшей ,чем при нагнетании пара , температуры для прогрева пласта, вследствие значительного отставания фронта прогрева пласта от фронта вытеснения нефти , требуется закачивать в пласт большие объемы горячей воды.

Метод применяется для залежей, по которым даже незначительное снижение температуры в процессе разработки может приводить к выпадению парафина в пласте и закупориванию его пор.