Тепловые методы повышения нефтеотдачи

При тепловых методах повышения нефтеотдачи пластов (ПНП) коллектор подогревается, чтобы снизить вязкость нефти и / или испарить ее. В обоих случаях нефть становится более подвижной и ее можно более эффективно направлять к добывающим скважинам. Помимо добавочного тепла в этих процессах создается движущая сила (давление). Существует два перспективных метода термического ПНП: нагнетание перегретого водяного пара и метод внутрипластового движущегося очага горения.

Вытеснение нефти перегретым паром Водяной пар благодаря скрытой теплоте парообразования обладает значительно большим теплосодержанием, чем горячая вода. Если вода при температуре 148,9°С содержит 628 кДж/кг тепла, то насыщенный пар при той же температуре — 2742 кДж/кг, т. е. более чем в 4 раза. Но это еще не означает, что пар отдаст пласту в 4 раза больше тепла, чем-то же количество воды. Если пластовая температура равна 65 °C, то 1 кг воды, нагретой до 148,9°С передает пласту 356 кДж, а 1 кг пара при тех же условиях — 2470 кДж, т. е. почти в 7 раз больше. Поэтому при помощи пара в пласт можно внести значительное количество тепла в расчете на единицу веса нагнетаемого агента. Кроме того, при одинаковых условиях 1 кг пар занимает в 25−40 раз больший объем и может вытеснить наибольший объем нефти, чем горячая вода.

При закачке пара в нефтяной пласт используют насыщенный влажный пар, представляющий собой смесь пара и горячего конденсата. Степень сухости закачиваемого в пласт пара находится в пределах 0,3−0,8. Чем выше степень сухости пара, равная отношению массы пар к массе горячей воды при одинаковом давлении и температуре, тем больше у него теплосодержание по сравнению с горячей водой. К примеру, при давлении 10 МПа и температуре 309 °C у влажного пара со степенью сухости 0,6 теплосодержание почти в 1,6 раза больше, чем у горячей воды.

Процесс распространения тепла в пласте и вытеснение нефти при нагнетании в пласт водяного пара является более сложным, чем при нагнетании горячей воды. Пар нагнетают в пласты через паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности, извлечение нефти производится через добывающие скважины.

Механизм извлечения нефти из пласта, при нагнетании в него перегретого пара, основывается на изменениях свойств нефти и воды, содержащихся в пласте, в результате повышения температуры. С повышением температуры вязкость нефти, ее плотность и межфазовое отношение понижаются, а упругость паров повышается, что благоприятно влияет на нефтеотдачу. Увеличению нефтеотдачи также способствуют процессы испарения углеводородов за счет снижения их парциального давления. Снижение парциального давления связано с наличием в зоне испарения паров воды. Из остаточной нефти испаряются легкие компоненты и переносятся к передней границе паровой зоны, где они снова конденсируются и растворяются в нефтяном валу, образуя оторочку растворителя, которая обеспечивает дополнительное увеличение нефти. При температуре 375 °C и атмосферном давлении может дистиллироваться (перегоняться) до 10% нефти плотностью 934 кг/м³.

При паротепловом воздействии (ПТВ) в пласте образуются три характерные зоны: зона вытеснения нефти паром; зона горячего конденсата, где реализуется механизм вытеснения нефти водой в неизотермических условиях, и зона, не охваченная тепловым воздействием, где происходит вытеснение нефти водой пластовой температуры (рис. 31). Указанные зоны различаются по температуре, распределению насыщенности жидкости и механизму вытеснения нефти из пласта. Процессы, происходящие в каждой из этих зон, испытывают взаимное влияние.

Рис. 3 — Схема распределения температуры в пласте при нагнетании в него водяного пара. Зоны: 1 — перегретого пара: 2 — насыщенного пара; 3 — горячего конденсата: 4 — остывшего конденсата

Нагрев пласта вначале происходит за счет теплоты прогрева. При этом температура нагнетаемого перегретого пара вблизи нагнетательной скважины снижается (в зоне 1) до температуры насыщенного пара (т.е. до точки кипения воды при пластовом). На прогрев пласта (в зоне 2) расходуется скрытая теплота парообразования и далее пар конденсируется. В этой зоне температура пароводяной смеси и пласта будут приблизительно постоянны и равны температуре насыщенного пара (зависящей от давления), пока используется вся скрытая теплота парообразования. Основным фактором увеличения нефтеотдачи здесь является испарение (дистилляция) легких фракций остаточной нефти, образованной после вытеснения горячей водой. Размеры ее при практически приемлемых объемах закачки небольшие. В зоне 3 пласт нагревается за счет теплоты горячей воды (конденсата) до тех пор, пока температура ее не упадет до начальной температуры пласта. В зоне 4 температура пласта снижается до начальной.

Нефть вытесняется остывшим конденсатом при пластовой температуре. Часть теплоты, как и в случае нагнетания горячей воды, расходуется через кровлю и подошву пласта. Кроме того, на распределение температуры влияет изменение пластового давления по мере удаления теплоносителя от нагнетательной скважины. В соответствии с распределением температуры нефть подвергается воздействию остывшей воды, горячего конденсата, насыщенного и перегретого пара. Увеличению нефтеотдачи также способствуют процессы испарения под действием пара нагретой нефти и фильтрации части углеводородов в парообразном состоянии. В холодной зоне пары углеводородов конденсируются, обогащая нефть легкими компонентами и вытесняя ее как растворитель.

Механизм вытеснения и характер распределения температуры в пласте удобно рассматривать и в обратном к вытеснению направлении (рис. 4).

Рис. 4 — Схема вытеснения нефти паром

Условные обозначения: а — пар; б — вода; в-нефть В зоне 4 фильтруется безводная нефть при пластовой температуре.

В зоне 3 температура пласта тоже равна начальной. Вытеснение нефти водой происходит при пластовой температуре. Насыщенность воды в направлении вытеснения постепенно уменьшается до значения насыщенности связанной водой.

Зона 2 — это зона горячей воды. Температура в этой зоне снижается от температуры пара до начальной пластовой. В ней фильтруется горячая вода, нагретая нефть, обогащенная легкими фракциями углеводорода, которые образовались из остаточной нефти в зоне пара и вытесняются из зоны конденсации. Здесь вытеснение нагретой нефти производится горячей водой. В этой зоне повышение коэффициента нефтеотдачи достигается за счет снижения вязкости нефти, повышения ее подвижности, усиления капиллярных эффектов.

На участке зоны 2, примыкающей к зоне 1, температура несколько ниже, чем температура парообразования. В этой зоне, размеры которой небольшие, пары воды и газообразные углеводородные фракции из-за охлаждения компенсируются и вытесняются горячей водой по направлению к добывающим скважинам.

Зоны: 1 — насыщенного пара; 2 — вытеснение нефти горячей водой; 3 — вытеснение нефти водой при пластовой температуре; 4 — фильтрация нефти при начальных условиях.

Зона 1 — это зона влажного пара, которая образуется вблизи нагнетательной скважины. В ней температура приблизительно постоянна, ее значение равно температуре парообразования воды, зависящей от давления в пласте. В этой зоне происходит испарение легких фракций из остаточной нефти.

Таким образом, увеличение нефтеотдачи пласта при закачке пара достигается за счет снижения вязкости нефти, что способствует улучшению охвата пласта воздействием: путем расширения нефти, перегонки ее паром и экстрагирования растворителем, что повышает коэффициент вытеснения.

Вязкость нефтей, как правило, резко снижается с увеличением температуры, особенно в интервале 20−80°С. Поскольку дебит нефти обратно пропорционален ее вязкости, то производительность скважин может быть увеличена в 10−30 раз и более.

Высоковязкие нефти со значительной плотностью обладают большим темпом снижения вязкости, остаточная нефтенасыщенность их уменьшается более резко, особенно при температурах до 150 °C. С повышением температуры вязкость нефти уменьшается более интенсивно, чем вязкость воды, что также благоприятствует повышению нефтеотдачи.

В процессе закачки пара нефть в зависимости от состава может расширяться, за счет чего появляется дополнительная энергия для вытеснения пластовых жидкостей.

По Р. Х. Муслимову (1999), влияние различных факторов па нефтеотдачу при вытеснении нефти паром оценивается за счет (рис. 5):

• * снижения вязкости нефти — до 30;
• * эффекта термического расширения — до 8%;
• * эффекта дистилляции — до 9%;
• * эффекта газонапорного режима — до7%;
• * эффекта увеличения подвижности — до 10%.
• * Процесс вытеснения нефти паром предусматривает непрерывное нагнетание пара в пласт. По мере продвижения через пласт пар нагревает породу и содержащуюся в нем нефть и вытесняет ее по направлению к добывающим скважинам. При этом процессе основная доля тепловой энергии расходуется на повышение температуры пород пласта. Поэтому даже без тепловых потерь при движении теплоносителя по стволу скважины и в кровлю-подошву пласта фронт распространения температуры отстает от фронта вытеснения нефти.

С целью повышения эффективности процесса и рационального использования внесенного в пласт тепла, после создания тепловой оторочки, составляющей 0,6−0,8 порового объема пласта, эту оторочку продвигают к забоям добывающих скважин ненагретой водой путем закачки ее в те же нагнетательные скважины. Данная технология получила название метода тепловых оторочек Оценка эффективности теплового воздействия на пласт при закачке пар обычно выражается удельным расходом пара на добычу дополнительной нефти.

Рис. 5 — Зависимость нефтеотдачи от различных факторов при паротепловом воздействии (по С Ч Муслимову. 1999): 1 — режим истощения при естественной (пластовой) температуре; 2 — снижение вячкости; 3 — термическое расширение; 4 — дистилляция; 5 — газонапорный режим; 6 — изменение подвижности

При сжигании 1 т нефти в парогенераторах можно получить 13−15 т пара, поэтому при рентабельной технологии удельный расход пара на дополнительную добычу нефти не может быть больше 13−15 т. Если учесть затраты на приготовление и закачку пара, составляющие 30−35% от общих расходов, то получится, что при эффективном процессе расход пара на добычу одной тонны дополнительной нефти должен быть не более 3−6 тонн.

При выборе объекта для ПТВ необходимо иметь в виду, что нефтенасыщенная толщина пласта не должна быть менее 6 м. При меньшей толщине процесс вытеснения нефти паром становится неэкономичным из-за больших потерь теплоты через кровлю и подошву залежи. Глубина залегания пласта не должна превышать 1200 м из-за потерь теплоты в стволе скважины, которые примерно достигают 3% на каждые 100 м глубины, и технических трудностей обеспечения прочности колонн. Проницаемость пласта не должна быть менее 0,1 мкм, а темп вытеснения нефти должен быть достаточно высоким для уменьшения потерь теплоты в кровлю и подошву залежи. Общие потери теплоты в стволе скважины и в пласте не должны превышать 50% от поступившей на устье скважины. В противном случае процесс ПТВ будет неэффективен.

Существуют различные технологические схемы ввода в пласт теплоносителя (пара) для подогрева пласта и содержащихся в нем флюидов: циклическая, блочно-циклическая, импульсно-дозированная, площадная, или рядная.