Циклическое внутрипластовое полимерно-термическое воздействие (ЦВПТВ)

Для совершенствования технологии термополимерного воздействия и уменьшения расхода полиакриламида создана технология воздействия на сложнопостроенную залежь с нефтями повышенной и высокой вязкости - циклическое внутрипластово-полимерно-термическое воздействие (ЦВПТВ). Патент РФ, № 20579 16 «Способ разработки нефтяной залежи» (технология ТТВПТВ), приоритет от 08.10.93г. (В. И. Кудинов, Ю.В. Желтов, Г.Е. Малофеев и др.).

Технология термополимерного воздействия (ТПВ) предусматривает создание в пласте оторочки горячего полимерного раствора, нагретого на поверхности, с последующим ее продвижением по пласту закачкой необработанной холодной или горячей водой.

Однако плохие коллекторские свойства (низкие проницаемость и пористость) многих нефтяных месторождений и в связи с этим малая приемистость нагнетательных скважин при ограниченных температурах нагрева полимерного раствора (не более 100° С) не всегда позволяют создавать в пласте оторочку горячего полимерного раствора нужной температуры. С учетом этого было обосновано, что целесообразно нагревать раствор полимера не в поверхностных условиях, а в пласте, прогрев предварительно пласт, нагнетая в него теплоноситель.

Теплоноситель (пар, горячая вода) не подвержен температурной деструкции и его можно нагревать на поверхности до более высокой температуры, чем раствор полимера. Приемистость пласта для теплоносителя выше, чем для раствора полимера. Лабораторными исследованиями доказано, что эффективность процесса по вытеснению нефти из пласта выше, если теплоноситель и холодный раствор полимера закачивать в пласт циклическими оторочками.

Данная технология разработки нефтяной залежи предусматривает закачку через нагнетательные скважины последовательно расчетного количества теплоносителя, холодного полимерного раствора и на завершающей стадии закачку воды с температурой не ниже пластовой температуры.

где V_T - объем оторочки теплоносителя, м³; V_п - объем отмытого холодного полимерного раствора, м³; т - пористость пласта с_т - удельная теплоемкость минерального скелета плста, кДж/кг-°С; S_Н -остаточная нефтенасыщенность; с_н -удельная теплоемкость нефти, кДж/кг-°С; с_т - удельная теплоемкость теплоносителя, кДж/кг-°С; р_ск - плотность минерального стекла пласта, кг/м³; а - отношение радиуса фронта концентраций раствора полимера к радиусу фронта возмущенной температуры пласте, а - 1,2-1,9; Г - коэффициент Генри адсорбции полимера м³/м³;

где η_п - коэффициент теплопотерь через кровлю и подошву пласта; Т⁰_п - температура закачиваемого раствора полимера на забое нагнетательной скважины, °С; Т_т - температура теплоносителя на забое скважины, °С; Т₀ - начальная невозмущенная температура пласта, °С; Т_п - температура раствора полимера в пластовых условиях, °С; с⁰_н - удельная теплоемкость раствора полимера, кДж/кг-°С; р_п - плотность раствора полимера, кг/м ; р коэффициент, учитывающий цикличность закачки теплоносителя и раствора полимера (выбирается в зависимости от продолжительности закачки оторочек теплоносителя и раствора полимера в пределах β =1-2).

Механизм интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеизвлечения с применением технологии ЦВПТВ следующие. При обычном полимерном воздействии закачиваемый раствор полиакриламида проникает, прежде всего, в наиболее проницаемые зоны пласта и приводит к их частичному закупориванию и повышению фильтрационного сопротивления. Закачиваемая в последующем вода обтекает закупоренные зоны и вытесняет нефть из менее проницаемых зон пласта. За счет этого увеличивается охват пласта процессом вытеснения и возрастает нефтеизвлечение.

Изложенный механизм вытеснения нефти осуществляется на сравнительно небольшом (10-15 м) удалении от забоя нагнетательной скважины, поскольку закупоривание высокопроницаемых зон препятствует проникновению вязкого (10-15 мПа-с) холодного раствора полимера в более удаленные зоны пласта. При закачке теплоносителя (в технологии ЦВПТВ) в нагнетательные скважины в пласте создается нагретая зона. При последующей закачке холодного раствора полиакриламида он, проходя через разогретую зону пласта, нагревается, вязкость его при этом снижается (до 2-3 мПа-с), и нагретый раствор ПАА проникает не только в высокопроницаемые зоны пласта, но и в менее проницаемые, вследствие чего происходит более полный охват пласта воздействием нагретым раствором полимера, чем при холодном полимерном воздействии. В данной технологии используются водорастворимые полимеры, не способные отвердевать в пластовых условиях. Чередование закачиваемых оторочек теплоносителя и холодного раствора полимера предусматривает поочередное прогревание пласта и полимерного раствора за счет накопленного тепла в пласте. При этом происходит опережение фронта концентрации полимера, то есть превышение радиуса фронта концентрации полимера в пласте по отношению к радиусу фронта температуры.

За счет этого обеспечивается вытеснение нефти раствором полимера не только в прогретой зоне пласта, но и за ее пределами. При продвижении раствора полимера по пласту он охлаждается за счет отбора тепла минеральным скелетом пласта, естественных теплопередач в кровлю и подошву пласта.

Однако он охлаждается, уже проникнув не только в высокопроницаемые зоны пласта, но и в менее проницаемые, в которые может проникнуть только в нагретом состоянии, то есть в состоянии сниженной вязкости. Охладившись, полимерный раствор временно теряет подвижность.

Нагнетаемый в пласт во второй оторочке теплоноситель выполняет две функции: вытесняющего агента и теплоносителя. Поскольку прогрев пласта происходит во времени, то теплоноситель, имея значительно меньшую вязкость, чем даже на раствор полимера, сначала встречает преграду в виде «набравшего» вязкость (остывшего) раствора полимера в заполненных зонах, обходит эти зоны через низкопроницаемые участки, нагревая и вытесняя оттуда нефть. В то же время, по мере закачки теплоносителя в пласт, постепенно нагревается и раствор полимера снижается его вязкость, он приобретает подвижность и снова начинает продвигаться по пласту, высвобождая высокопроницаемые зоны для продвижения по ним нефти, притекающей из низкопроницаемых зон под действием теплоносителя.

После промыва высокопроницаемых и низкопроницаемых зон вновь возникает потребность в кальматации промытых зон.Для этого вновь закачивается раствор полимера, и так далее.

Значительная эффективность данного процесса достигается за счет того, что раствор полимера проходит не только по прогретой зоне, но и проникает в непрогретые зоны пласта. В непрогретой зоне раствор полимера охлаждается, проникая при этом лишь в наиболее проницаемые зоны и блокируя их. При этом происходит вытеснение нефти из этих зон, а вследствие повышения вязкости раствора полимера по мере его охлаждения в этих условиях происходит как бы «запирание» потока раствора полимера в прогретой зоне он проникает в менее проницаемые области.

Цикличность закачки в пласт предусматривает цикличность нагрева и охлаждения полимерного раствора и, следовательно цикличность изменения его вязкости, то есть проникающей и закупоривающей способности в пласте. Происходит благоприятное саморегулирование воздействий рабочих агентов по всему объему пласта, за счет чего обеспечивается интенсификация добычи нефти.

Для получения наиболее результативных показателей необходимо строго выдерживать заданные (расчетные) технологические параметры процесса ЦВПТВ: температура, темп нагнетания продолжительность закачки теплоносителя и раствора полимера в каждом цикле. Температура прогретой зоны пласта не должна превышать температуру начала термодеструкции полимера (100 ⁰ С) и в то же время должна соответствовать эффективной температуре. За эффективную температуру принимается температура, дальнейшее повышение которой не приводит к существенному снижению вязкости нефти в пластовых условиях для данного месторождения. Для приготовления раствора соответствующей концентрации из порошкообразного полиакриламида импортного производства (Япония, РДА-1041) рекомендуется пользоваться таблицей 29.

Таблица 29

Расчеты показывают, что прирост нефтеизвлечения при использовании технологии ЦВПТВ составит не менее 10% по сравнению с заводнением.

Термические методы повышения нефтеизвлечения высоковязких нефтей.Одним из главных условий, определяющих рациональную разработку нефтяных месторождений при термическом воздействии на пласт, является повышение тепловой эффективности процесса. Под тепловой эффективностью процесса понимается количество тепла, сохранившегося в пласте полезно используемого для извлечения нефти, в долях от общего количества, введенного в пласт с поверхности или генерируемого в нем за определенный промежуток времени. Главным критерием эффективности применения термических (тепловых) методов воздействия на нефтяные залежи с высоковязкой нефтью является получение высоких конечных коэффициентов нефтеизвлечения с наименьшими материальными затратами в сравнении с существующими традиционными методами.

В качестве теплоносителя, применяемого для нагнетания в пласт, используются горячая вода или насыщенный пар. Когда применяется горячая вода, метод получил название ВГВ - воздействие горячей водой, а когда применяется насыщенный пар, то метод называется ПТВ - паротепловое воздействие. Горячая вода и насыщенный пар характеризуются сравнительно высокими параметрами по теплосодержанию, экологически чистые, технически хорошо освоены промышленностью. Рациональное использование тепла заключается в способе передачи энергии в пласт, предусматривающем минимальные потери, как по пути движения от парогенератора до забоя скважины, так и в самом пласте.

В случае когда закачка теплоносителя в скважину осуществляется через не термоизолированные насосно-компрессорные трубы, потери тепла достигают 50%. Чем меньше тепловых потерь на пути движения теплоносителя к пласту, чем более полно использование тепла по назначению в самом пласте, тем меньше тепла расходуется на извлечение 1 тонны нефти, тем совершеннее технология и более энергосберегающим эффектом она обладает.

Эффективность применения того или иного теплового метода может быть оценена по энергетическому балансу, то есть по разности между полученной энергией в виде добытой нефти и затрачиваемой энергией на ее добычу.

Тепловые потери в системе подводящих теплопроводов и в самом стволе скважины являются неизбежными при осуществлении любой технологии с централизованным источником теплоснабжения.

Количественная оценка тепловых потерь зависит от протяженности теплотрассы, надежности теплоизоляции, применяемого теплоизоляционного материала, режима теплоносителя, а также вида теплоносителя (пар, вода) и его характеристики (температура, давление). Термические методы работки месторождений высоковязких нефтей требуют значительных энергозатрат и капитальных вложений, что в итоге ведет к повышению себестоимости добычи нефти. При тепловых методах (ПТВ, ВГВ) разработки месторождений вязкой нефти через систему специальных нагнетательных скважин в нефтяную залежь закачивается теплоноситель (60-80% объема пор пласта), а затем через эти нагнетательные скважины закачивается холодная вода для проталкивания тепла к добывающим скважинам, по времени до экономически предельного уровня рентабельности (обычно 2-3 поровых объема пласта). При этом методе на извлечение 1 тонны нефти расходуется 5-6 тонн теплоносителя. Сравнительно высокая себестоимость добычи нефти и невысокие коэффициенты конечного нефтеизвлечения (0,25-0,27) при тепловых методах являлись одним из главных сдерживающих факторов их широкого применения. Поэтому совершенствование существующих и создание более эффективных и менее энергоемких методов является одной из важнейших задач.

На основе анализа отечественного и зарубежного опыта нагнетания теплоносителя в пласты, содержащие высоковязкие нефти, проведения лабораторных и опытно-промышленных работ в сложных (для тепловых методов) геологических условиях в Удмуртии была создана и внедрена (патент РФ № 1266271, 1984 год, авторы В.И. Кудинов, В.С. Колбиков и др.) принципиально новая высокоэффективная, ресурсосберегающая технология импульсно-дозированного теплового воздействия (ИДТВ) на пласт.

Поиск по сайту: