Тепловые методы

В США широко применяется пар на месторождениях с высокой вязкостью нефти. Метод позволяет извлекать более 6 млн. т нефти в год, а совместно с пароциклическими обработками – более 12 млн. т в год.

В Венесуэле нефть при помощи вытеснения паром добывают на месторождениях с высоковязкой нефтью в районе оз. Маракаибо (Тиа Хуана, Боливар и др.) в объеме более 1 млн. т в год, а совместно с пароциклическими обработками – около 7 млн. т в год.

1.2.3. Эффективность технологическая и экономическая

Технологический эффект зависит от равномерности прогрева пласта и степени использования теплоты для прогрева пласта и жидкостей. Применение пара на месторождениях с глубиной залегания высокопроницаемых пластов не более 500–800 м и вязкостью нефти выше 200 – 1000 мПа-с потенциально может обеспечить конечную нефтеотдачу пластов до 50 – 55 % против возможных 15–18 % при заводнении. Однако при неэффективной технологии процесса или при неподходящих (трещиноватых, с малой нефтенасыщенностью) объектах увеличение конечной нефтеотдачи пластов от применения пара может быть столь несущественным, что не компенсирует даже расхода нефти на произ­водство пара.

При сжигании 1 т нефти в парогенераторах можно получить до 13–15 т пара. На некоторых месторождениях, например Бостон в Средней Азии, до 10 т пара расходовалось для получения 1 т нефти из пласта. Ясно, что такой процесс не может быть эффективным. При благоприятных условиях вытеснения нефтн паром расходуется всего 2,5–3,5 т пара на 1 т дополнительной добычи нефти. Такую удельную эффективность процесса вытеснения нефти паром можно считать вполне удовлетворительной, так как за счет 1 т нефти, сожженной в парогенераторе, можно получить 4–5 т нефти из пласта.

Технологическую эффективность метода можно увеличить закачкой перед паром оторочки углеводородного растворителя, если он не вызывает выпадения асфальтенов в пласте.

Экономическая эффективность вытеснения высоковязкой нефти паром определяется его стоимостью, ценой нефти, удельной эффективностью процесса, расходом пара на 1 т добычи дополнительной нефти. Затраты на добычу 1 т нефти могут составлять от 15–20 до 30–50 руб.

Эффект в добыче нефти от применения пара проявляется очень быстро, через 1–1,5 года после закачки, затем в течение 2–4 лет поддерживается постоянным, после чего резко падает за 2–3 года до экономического предела (рис. 87).

1.2.4. Недостатки, ограничения, проблемы

К недостаткам метода вытеснения нефти паром следует прежде всего отнести необходимость применения высококачественной чистой воды для парогенераторов, чтобы получить пар с насыщенностью 80 % и теплоемкостью 5000 кДж/кг. В воде, питающей парогенератор, должно содержаться менее 0,005 мг/л твердых взвешенных частиц и полностью должны отсутствовать органические вещества (нефть, соли), растворенный газ (особенно кислород), а также катионы магния и кальция (нулевая жесткость).

Обработка воды химическими реагентами, умягчение, удаление газов, обессоливание требуют очень больших расходов, иногда достигающих 30–35 % от общих расходов на производство пара.

Вытеснение нефти паром из песчаных пластов после прогрева н подхода фронта пара к добывающим скважинам сопровождается выносом леска, а из глинистых пластов - снижением их проницаемости, что создает дополнительные трудности.

Отношение полвнжностей пара и нефти хуже, чем отношение подвнжностей воды и нефти, поэтому охват пласта вытеснением паром ниже, чем при заводнении, особенно в случае вязкостен нефти более 800–1000 мПа-с. Повышение охвата пластов процес­сом вытеснении нефти паром – одна из основных проблем, требую­щих решения. Другая, наиболее сложная проблема при применении пара – сокращение потерь теплоты через обсадные колонны катета тельных скважин, которые в обычных условиях достигают 3–4 % на каждые 100 м глубины скважины.

При больших глубинах скважин (1000 м и более) потери теплоты в нагнетательных скважинах могут достигать 35–45 % и более от поданной на устье скважины, что сильно снижает экономическую эффективность процесса. Термоизоляция иаронагнета-тсльных труб особенно в глубоких скважинах снижает эти потери, но при этом встречаются технические трудности. Цементация колонны должна осуществляться до самого устья скважины. Цемент должен быть расширяющимся со специальными добанками (до 30–60 % кремнезема), термостойким.

Все сказанное обусловливает основное ограничение на применение метода – глубина не более 800–1000 м. С повышением темпа нагнетания пара потерн теплоты резко снижаются.

Метод вытеснения нефти паром практически совсем не испытан в карбонатных коллекторах. Взаимодействие пара с карбонатными породами будет вызывать их диссоциацию (разложение), сопровождающуюся образованием углекислого газа, кальция, магния и др. Хотя наличие углекислого газа в пласте может улучшать процесс вытеснения нефти паром, не исключена возможность засорения пористое среды образовавшимися твердыми веществами, т. е. снижения продуктивности пластов.

Будущее метода. Методу вытеснения нефтн паром отводится роль основного, наиболее эффективного способа извлечения остаточных запасов высоковязкой нефти. По своему механизму и многообразию происходящих пладге процессов при вытеснении нефти паром этот метод может претендовать на наиболее универсальный из всех известных для высоковнзкнх нефтей.

В будущем никаких радикальных изменений в технологии метода не произойдет. Изменятся лишь меры, направленные на повышение охвата пластов тепловым воздействием н на замену нефти в парогенераторах низкокалорийным топливом (торф, уголь и др.).

В США, располагающих большими запасами высоковязкой нефти, за счет применения этого метода  будущем предполагают извлечь более 1,3 млрд. т т.е. до 30 % всех дополнительных запасе, извлекаемых третичными методами. Потенциально методом может быть извлечена большая доля известных запасов нефти, отвечающих критериям его применимости.

1.3.           Циклическое нагнетание пара

1.3.1.     Механизм процесса

Циклическое нагнетание пара в пласты или пароцнклические обработки добывающих скважин либо пароциклическую стимуляцию скважин осуществляют периодическим прямым нагнетанием пара в нефтяной пласт через добывающие скважины, некоторой выдержкой их в закрытом состоянии и последующей эксплуатацией тех же скважин дли отбора из пласта нефти с пониженной вязкостью и сконденсированного пара. Цель этой технологии заключается в том, чтобы прогреть пласт н нефть в призабойных зонах добывающих скважин, снизить вязкость нефтн, повысить давление, облегчить условия фильтрации и увеличил приток нефтн к скважинам.

Механизм процессов, происходящих в пласте, довольно сложный и сопровождается теми же явлениями, что и вытеснение нефти паром, но дополнительно происходят противоточная капиллярная фильтрация, перераспределен не в мккронеоднородной среде нефти н воды (конденсата) но время выдержки без отбора жидкости из скважин. При нагнетании пара н пласт он, естественно, внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне пласта происходит активное перераспределение насыщенности за счет капиллярных сил: горячий конденсат вытесняет, замещает маловязкую нефть из мелких пор и слабопроницаемых линз (слоев) н крупные поры и высокопроницаемые слои. т. е. меняется с ней местами.

Именно такое перераспределение насыщенности пласта нефтью и конденсатом и является физической основой процесса извлечения нефти при помощи лароцнклнческого воздействия на пласты. Без капиллярного обмена нефтью и конденсатом эффект от пароциклкческого воздействия был бы минимальным и исчерпывался бы за первый цикл.

1.3.2.     Технология пароциклического воздействия

Технология нароциклнческого воздействия на пласты состоит в следующем.

В добывающую скважину в течение двух–трех недель (максимум 1 мес.) закачивают пар в объеме 30–100 т на 1 м толщины пласта.

Объем закачиваемого пара должен быть тем больше, чем больше вязкость пластовой нефти и чем меньше пластовой энергии имеется для ее движения.

После закачки пара скважину закрывают н выдерживают в течение одной–двух недель – периода, необходимого для завершения процесса тепло и массообмена, капиллярного противотока, перераспределения нефти и воды в пористой среде. Чем меньше пластовой энергии в пласте, тем меньше должен быть период выдержки, чтобы использовать давление пара для добычи.

Затем скважину эксплуатируют до предельного рентабельного дебита нефтн в течение 8–12 недель. Полный цикл занимает 3–5 мес. и более.

Вслед за первым осуществляют второй и последующие циклы с большей продолжительностью выдержки.

Обычно всего бывает 5–8 циклон за 3–4 года, иногда до 12–15 циклов, после которых эффект от пароцикличе-ского воздействия иссякает и уже не оправдывает расходов на пар. Так как этим способом невозможно доставить теплоту на большую глубину, сетка размещения скважин должна быть дос­таточно плотной (не более 1–2 га/скв).

Эффекстивность пароциклического воздействия на пласты выражается:

В очистке, прогреве прнзабойной зоны пласта, повышении ее проницаемости, снижении вязкости нефти;

В повышении дебита скважин и их продуктивности; в увеличении охвата дренированием прнзабойных зон пласта и, за счет этого, конечной нефтеотдачи, которая может достигать 10–12 и даже 25–30 % (Боливар, Венесуэла) против 3–4% без воздействия паром.

В первых циклах на 1 т закачанного пара можно добывать до 10–15 т нефти. В последних циклах это отношение снижается до 0,5–1 т, составляя в среднем 1,5–2,5 т.

Преимущества этого метода заключаются в том, что эффект от нагнетания пара получается сразу же (практически с начала применении процесса) после прекращения закачки пара в скважину.

1.3.3.     Недостатки метода

К недостаткам метода относится то, что периодическое нагревание и охлаждение обсадной колонны может вызвать нарушения этой колонны в резьбовых соединениях и цементного камня за колонной.

Ограничения на применение пароциклического стимуляции скнижин накладывают прежде нсего глубина залегания пласта (менее 500 -800 м), его толщина (не менее 7—8м) и пористость пласта (не менее 25%), иначе будут большие бесполезные потерн теплоты.

Будущее пароциклического воздействия на призабойные зоны пласта с высокой вязкостью нефти неразрывно связано с применением тепловых методов разработки нефтяных месторождений.

Вытеснение нефтн паром или внугрипластовым горением не может быть эффективным без пароциклического стимулирования скважин, без обеспечения нормальных условий притока нефти в добывающих скважинах. В условиях совместного применения тепловых методов разработки месторождений с пироцнкличсскнм стимулированием добывающих скважин значительная доля эффекта (до 40–50 %) по праву будет принадлежать пароциклнче-ским обработкам скважин.

Такое сочетание вытеснения нефтн паром и пароциклической стимуляции Добывающих скважин наиболее широко применялось на месторождениях Керн Ривер, Сан Адро, Вайг Bольф с высокой вязкостью нефтн (Калифорния, США). Нефтяные пласты этих месторождений залегают на глубине 200 600 м. Толщина пласта составляет 25—70 ы. вязкость нефтн — более 3000 мПа-с. Геологические запасы оцениваются в несколько миллиардов тонн. С середины 60-х годов на месторождениях Калифорнии применяются вытеснение нефти паром и пароциклнческне обработки более 2500 скважин в год. За счет этих двух методе  извлекаемые запасы нефти увеличиваются до 35–37 % от геологических.

На месторождениях с малой толщиной пластов, с трещиноватыми пластами и другими условиями, неблагоприятными для тепловых методов разработки, пароинклнческаи стимуляция добывающих скважин будет применяться самостоятельно (без применения других методов воздействия).