Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

Воздействие на нефтяной пласт теплом



 

Идея искусственного воздействия на нефтяной пласт теплом с целью более эффективной выработки запасов нефти возникла давно. В 20-30-е годы прошлого столетия выдающиеся ученые отечественной нефтяной геологии И.М. Губкин, А.Д. Архангельский и Д.В. Голубятников предсказывали большую роль тепловых методов при разработке месторождений высоковязких нефтей. Основоположниками фундаментальных теоретических и экспериментальных исследований термогидродинамических процессов в нефтяных пластах в нашей стране были А.Б. Шейман, ИА. Чарный, Л.И. Рубинштейн и другие. Большой вклад в развитие тепловых методов добычи высоковязких нефтей внесли ученые Г.Е. Малофеев, Ю.В. Желтов, Э.Б. Чекалюк, А.А. Боксерман, Н.Л. Раковский, К.А. Оганов, Н.К. Байбаков, А.Р. Гарушев, А.Х. Мирзаджанзаде, Я.А. Мустаев, И.М. Аметов и другие.

Практика освоения месторождений высоковязкой нефти как у нас в стране, так и за рубежом показала, что наиболее эффективными способами теплового воздействия на пласты с высоковязкой нефтью являются паротепловая обработка призабойной зоны добывающих скважин (ПТОС), нагнетание пара в пласт, перегретой воды с созданием тепловых оторочек (ПТВ, ВГВ) и внутрипластовое горение (ВГ). Тепловые (термические) методы постоянно совершенствуются. В настоящее время существуют несколько способов, но наибольшее развитие получили способы нагнетания теплоносителя в пласт.

Воздействие на пласт теплоносителем приводит к проявлению целого ряда факторов, способствующих увеличению нефтеизвлечения. К ним относятся: снижение вязкости пластовой нефти, дистилляция и испарение, термическое расширение, снижение поверхностного натяжения и другое.

 
 

Термический метод - это метод интенсификации добычи нефти, при котором проявляются гидродинамическое воздействие, когда происходит изотермическое воздействие на пласт и термодинамическое, когда возникают сложные условия влияния на пласт, в результате чего изменяется не только давление, но и температура. Известно, что нефтеизвлечение зависит от ее отношения вязкостей нефти и воды:

Многие авторы на основе анализа зависимости вязкостной характеристики нефти от температуры делают вывод, что увеличение температуры приводит к существенному увеличению коэффициента вытеснения нефти. Поэтому добыча вязких нефтей наиболее технологически эффективной может быть при использовании тепловых методов.

Эффективность теплового воздействия на нефтяной пласт, в значительной степени зависит от правильности выбора рабочего агента, способствующего более высокой степени нефтеизвлечения, с учетом геолого-промысловых характеристик объекта воздействия. На основе анализа результатов исследования по вытеснению нефти паром и горячей водой следует, что без глубокого изучения нефтяного месторождения и существующего уровня развития техники нельзя отдавать предпочтение пару или горячей воде. Все зависит от геологического строения месторождения и физико-химических свойств нефти и конкретных условий с учетом экономических показателей и перспектив разработки месторождения. Насыщенный водяной пар по сравнению с горячей водой имеет большую энтальпию, то есть большее теплосодержание, и при одинаковых массовых расходах вытесняющих агентов количество вводимого в пласт тепла при паре выше. Кроме этого при вытеснении нефти паром в большей степени проявляется механизм дистилляции легких фракций углеводородов, что приводит к увеличению коэффициента нефтевытеснения. Однако только на этом основании однозначного вывода о преимуществе пара над горячей водой делать нельзя. В некоторых случаях нагнетание горячей воды может оказаться предпочтительней нагнетания пара. Выбор теплоносителя необходимо осуществлять с учетом физико-химических свойств нефти и геолого-физических свойств породы коллектора. Если при добыче легкой нефти большое знание имеет термическое расширение, то есть величина вязкости μ0 при этом слабо зависит от температуры, то в случае вязкой нефти наоборот - величина μiрезко падает с ростом температуры, а тепловое расширение значительно меньше влияет на эффективность процесса. Поэтому для конкретной нефти имеется свой диапазон температур, где наблюдается интенсивное снижение величины вязкости нефти μ0 и другое. При воздействии на пласт горячей водой или паром в пласте образуется водонефтяная эмульсия. При одинаковых температурах пара и горячей воды эмульсии, полученные при нагнетании пара, значительно устойчивее, чем эмульсии, образовавшиеся при закачке горячей воды, что приводит к увеличению затрат на деэмульсацию нефти. Нефти, в которых содержится большое количество парафино-асфальтено-смолистых веществ, как правило, относятся к неньютоновским системам. Фильтрация их в пористой среде затруднена из-за наличия начального градиента давления, что является одной из причин низкого нефтеизвлечения из таких залежей. Исследованиями установлено, что повышение температуры нефти сопровождается значительным уменьшением градиента динамического давления сдвига, а также увеличением подвижности нефти. Исследования свойств аномальных нефтей при различных температурах показали, что наибольшие изменения реологических параметров нефти наблюдаются при температурах до 50° С, дальнейшее же увеличение температуры более 50° С сопровождается незначительными изменениями вязкости нефти.

При выборе теплоносителей следует руководствоваться экономическими соображениями. Так, к воде, используемой для выработки пара в парогенераторах, предъявляются более высокие требования, чем к воде, используемой в обычных водогрейных установках. Например, при выработке пара со степенью сухости пара Х=0,7 концентрация остающихся в воде солей увеличивается в 3,5 раза, при X = 0,8 - возрастает в 5 раз, X = 0,9 - в 10 раз. Таким образом, затраты на подготовку воды для парогенератора будут значительно выше, чем для водогрейных установок, так как использование солесодержащей воды для них невозможно из-за конструктивных особенностей.

Таким образом, в зависимости от конкретных условий логического строения залежи, физико-химических свойств нефти, экономических результатов применение горячей воды в качестве теплоносителя может быть предпочтительнее других видов теплоносителей. Т.Е. Малофеев установил, что тепловой эффект нагнетания горячей воды тем больший, чем больше толщина пласта и выше скорость фильтрации, то есть, с точки зрения эффективности использования вводимого в пласт тепла, наиболее предпочтительными являются пласты толщиной более 6 метров. При меньшей толщине длительное воздействие на пласт теплом неэффективно вследствие высоких теплопотерь через кровлю и подошву пласта.

Установлено, что с увеличением темпа нагнетания теплоносителя эффективность прогрева однородного пласта увеличивается. В слоисто-неоднородном пласте эффективность прогрева определяется потерями тепла в окружающие пласт породы и потерями тепла с добываемой жидкостью. При низком темпе ввода теплоносителя возможны значительные потери тепла в окружающие породы, при высоких темпах увеличиваются потери с добываемой жидкостью, поэтому изменения коэффициента вытеснения в зависимости от скорости нагнетания теплоносителя может быть различным и в зависимости от конкретных условий. По результатам исследования влияния температуры на капиллярную пропитку сделан вывод, что пропитка увеличивается с нарастанием температуры, но мало зависит от темпа нагнетания. В любом случае пропитка эффективнее при малых скоростях перемещения фронта вытеснения.

В России и за рубежом накоплен немалый практический опыт по применению теплоносителей с целью повышения конечного нефтеизвлечения. Нагнетание пара и горячей воды в опытно-промышленных и промышленных масштабах применяется на нефтяных месторождениях о. Сахалин, в Казахстане, Коми, Удмуртии. Краснодарском крае и так далее.

Обширные исследования и промышленное внедрение тепловых методов проводились за рубежом. В бывшем СССР опытно-промышленное испытание и промышленное внедрение тепловых методов повышения нефтеизвлечения осуществлялось на 49 объектах. Крупномасштабные работы проводились на месторождениях Каражанбас и Кенкияк (Казахстан), Усинское (Коми) и Гремихинское (Удмуртия). Известно, что залежь - это нефтенасыщенный пласт или гидродинамически единая система нефтенасыщенных пластов. При классификации залежей по характеристикам пластовых нефтей особая роль отводится одному из физических параметров ее свойств - динамической вязкости. Динамическая вязкость пластовой нефти является одним из главных определяющих факторов активности ее фильтрации по порам и трещинам нефтенасыщенного коллектора в процессе разработки залежи. От величины вязкости пластовой нефти зависят дебиты нефти в добывающих скважинах и показатели конечного нефтеизвлечения. В настоящее время условно залежи нефти в зависимости от их динамической вязкости подразделяют на:

- залежи маловязких нефтей, когда величина вязкости не превышает 10 мПа*с в пластовых условиях;

- залежи с повышенной вязкостью нефти - от 10 до 30 мПа*с;

- залежи вязких нефтей - 30-50 мПа*с;

- залежи высоковязких нефтей - более 50 мПа*с.

Тепловые методы разработки нефтяных месторождений делятся на два различных вида. Первый, наиболее широко применяемый в России и за рубежом, основан на нагнетании (с поверхности) теплоносителей в нефтяные пласты, и второй, основанный на внутрипластовых процессах горения, создаваемых путем инициирования горения коксовых остатков в призабойной зоне нагнетательных скважин (с применением забойных нагревательных устройств) с последующим перемещением фронта горения путем нагнетания воздуха (сухое горение) или воздуха и воды (влажное горение). Методы нагнетания теплоносителя в нефтяные пласты имеют две принципиальные разновидности технологии. Первая основана на вытеснении нефти теплоносителем и его оторочками. Такая разновидность получила в зависимости от вида используемого теплоносителя наименование паротеплового воздействия на пласт (ПТВ) и воздействия горячей водой (ВГВ).

Вторая - на паротепловой обработке призабойной зоны пласта добывающих скважин (ПТОС). В этом случае в качестве теплоносителя используется насыщенный водяной пар. В качестве теплоносителя для теплового воздействия на нефтяной пласт обычно используется насыщенный водяной пар или горячая вода с высокими температурными параметрами. Эти агенты обладают высокими параметрами по теплосодержанию, они экологически чистые, технически и технологически хорошо освоены промышленностью. Пар при условиях, близких к стандартным (нормальным), обладает значительно большим теплосодержанием (энтальпией), чем горячая вода. Однако с повышением давления, то есть при режимах нагнетания теплоносителя на залежах нефти, различие теплосодержания между паром и водой той же температуры значительно сокращается. Оценивать преимущество пара или воды как агента воздействия на пласт только по их теплосодержанию, как делают некоторые авторы, ошибочно и недопустимо. При выборе теплоносителя как агента воздействия на нефтяной пласт необходимо исходить из учета особенностей технической вооруженности (типа парогенераторов, наличия термо-изолированных насосно-компрессорных труб, теплоизолирующих материалов для изоляции поверхностных трубопроводов), геолого-физической характеристики и свойств пластовой нефти объекта разработки и применяемой технологии нагнетания теплоносителя. Важнейшая особенность теплового метода заключается в передаче тепловой энергии в нефтяной пласт с постепенным повышением его температуры. Передача тепловой энергии осуществляется через систему паронагнетательных скважин закачкой в них теплоносителя, приготовления и последующей закачки теплоносителя требуется значительный расход топлива для теплогенерирующих установок. В качестве топлива используется природный или попутный нефтяной газ, тяжелые фракции перегонки нефти или нефть. В применяемых отечественных парогенераторных установках типа УПГ 9/120 и УПГ 60/160 для приготовления теплоносителя температурой 260°С, при суточной номинальной производительности УПГ 9/120 - 212 т теплоносителя и УПГ 60/160 - 1440 т потребляемое количество природного газа составит, соответственно, 8,4 и 55,7 тыс. м3 или мазута 7,3 и 48,8 т. Из этого следует, что теплоноситель как агент воздействия на пласт имеет сравнительно высокую стоимость, а поэтому его расход при разработке залежи нефти должен носить рациональные объемы в соответствии с достигнутыми темпами добычи нефти. Следовательно, одной из важных задач при тепловых методах является снижение объемов закачки теплоносителя на тонну добытой нефти и получения при этом наивысшего нефтеизвлечения и высоких экономических показателей. В процессе нагнетания теплоносителя через фонд нагнетательных скважин вокруг каждой такой скважины формируется динамическая (постепенно расширяющаяся) тепловая зона. При этом в связи с существующими систематическими потерями тепла в скелет пород продуктивного пласта и в окружающую его среду (через кровлю и подошву продуктивного пласта) процесс теплопереноса отстает от массопереноса. То есть формируются два внутрипластовых фронта вытеснения - фронт холодного вытеснения и фронт теплового вытеснения. В процессе теплового воздействия на пласт тепловой фронт значительно отстает от фронта холодного вытеснения. Эти особенности требуют при проектировании систем разработки залежей учитывать динамику расширения тепловых полей в пласте и, с учетом этого, определять формы сеток скважин и расстояния между скважинами.

Суммарные объемы закачки теплоносителя в каждую нагнетательную скважину определяются расчетным путем, исходя из необходимости прогрева продуктивного пласта от нагнетательной скважины до окружающих добывающих скважин.




©2015 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.