Применение тепловых методов повышения нефтеотдачи пласта на месторождении Жанажол

Таблица 2.1 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки по месторождению за 2014 год

№	Показатели	По проекту	Факт
1	Фонд добывающих скважин	377	364
2	Фонд нагнетательных скважин	154	127
3	Дебит нефти, т/сут	20	29.7
4	Обводненность, %	6.89	2.5
5	Добыча нефти, тыс. т	2705	2958.8
6	Добыча газа,млн м3	1098.45	878.323
7	Темп отбора,%	2.3	2.5
8	Закачка воды, тыс. м3	9150	7511.3
9	Текущая компенсация отбора заводнением, %	140.38	91.2

В сравнении с показателями разработки за этот же период 2014г по месторождению Жанажол: добыча нефти возросла на 632,4 тыс.т, объем попутного газа возрос на 209,8 млн.м3, средний дебит одной скважины увеличился на 7,6 т/сут. Закачка воды увеличилась на 1194,276 тыс. м3.

При сопоставлении проектных и фактических отборов нефти отмечается отклонение объема добычи нефти от проектного в сторону увеличения и отклонение объема добычи газа от проектного в сторону уменьшения. При определении объемов добытого попутного газа строгого учета не существует. Оценка объемов осуществляется на основании данных о газовом факторе, замеры которого также не являются систематическими и проводятся не по всем скважинам.

Таблица 2.2 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки по месторождению на 01.07.2014 года

№п/п	Показатели	По проекту	Факт на 1.07.2014г.
1	Фонд добывающихскважин	406	406
2	Фонд нагнетательных скважин	141	118
3	Дебит нефти, т/сут	25,2	30,7
4	Обводненность, %	7,1	3,9
5	Добыча нефти, тыс.т	3372,7	1889,84
6	Закачка воды, тыс. м	9560	4239,790

Как показывает анализ объемов отбора и закачки за I полугодие 2012 г., объем добычи был перевыполнен, тогда как закачка воды в пласт отстает.

2.1.2 Характеристика фонда скважин

На объекте А пробурено 24 скважины, в том числе на южном участке 15 скважин, из которых 8 действующих фонтанных и 1 скважина №481 находится под закачкой, 4 скважины находятся в консервации, 1 скважина №44 - наблюда тельная.

На северном участке 9 скважин, из которых 4 действующих фонтанных, скважина № 412 находится под закачкой, 4 скважины №№ 123, 505, 507, 510 находятся в консервации в ожидании перевода на механизированную добычу.

На объекте Б пробурено 114 скважин, в том числе на южном участке 75 скважин, из которых 54 действующих скважин, 15 шт. находится под закачкой из 17 нагнетательных, 1 скважина находятся в простое и скважины №№ 555, 745 - наблюдательные. На северном участке действующий фонд насчитывает 34 скважины. Нагнетательный фонд 7 скважин, все находятся под закачкой. Одна скважина эксплуатируется ШГН и две - наблюдательные.

На объекте Всев пробурено 96 скважин, действующие добывающие - 68, из которых три скважины №№ 333, 603, 604 находятся в простое и 6 скважин в бездействии. Нагнетательный фонд северного участка составляет 21 скважину, из которых 20 шт. под закачкой, одна скважина № 502 в освоении, и скв. № 393 наблюдательная.

На объекте Вюг пробурено 64 скважины, действующие добывающие - 49, из которых 5 скважин в бездействии. Все скважины работают фонтанным способом. Нагнетательный фонд южного купола составляет 13 скважин, все действующие. Скважины №№ 359, 541 - наблюдательные.

На объекте Г-III по состоянию на август 2009г. пробурено 137 скважин. Из них 102 фонтанные, 2 ШГН, 8 газлифтные, 26 находятся в бездействие.

На объекте Д-III пробурено 96 скважин, из них 6 действующих добывающих и три нагнетательных.

На объекте Дн пробурено 24 скважины. Из них 11 фонтанных, 8 ШГН, 3 под закачкой, 2 в бездействии.

2.2 Оборудования применяемые на месторождении

При фонтанной эксплуатации скважин подъем продукции на поверхность осуществляется гидростатическим напором разрабатываемых пачек.

Оборудование газоконденсатных скважин

Газовые и газоконденсатные скважины имеют наземное, подземное и забойное оборудование.

Наземное оборудование или оборудование устья скважины предназначается для подачи газа из ствола скважины в газосборную сеть, для подвески НКТ, герметизации обсадных колонн, а также для установления, регулирования и под держания заданного режима скважины.

К наземному оборудованию относятся колонная головка, фонтанная арматура, блок манифольдов, станция управления и лубрикаторная площадка.

Колонная головка - это нижняя часть наземного оборудования, которая предназначена для обвязки верхних концов обсадных колонн и кондуктора меж ду собой и герметизации межколонного пространства. В нижней части колонной головки расположен широкоопорный пьедестал, навернутый до отказа на наружную резьбу обсадной колонны и закрепленной на бетонном фундаменте болтами. Сверху к пьедесталу прикреплен опорный пьедестал, служащий для подвески эксплуатационной колонны. На конусных внутренних ребрах опорного пьедестала установлены шлипсы, на которых подвешена и закреплена эксплуатационная колонна.

Для герметизации межтрубного пространства в опорном пьедестале установлен сальник, состоящий из специального уплотнителя ,зажатого между двумя кольцами и нажимной гайкой.

На колонную головку устанавливается фонтанная арматура, которая сос тоит из трубной головки и фонтанной елки.

Трубная головка - это двухфланцевая катушка, предназначенная для подвески НКТ и герметизации кольцевого пространства между НКТ и эксплуатационной колонной. Трубная головка состоит из крестовика тройника и катушки. Диаметр ствола крестовины 155мм. На крестовине имеется два отвода, диаметром 65мм: один предназначен для обработки скважин (прокачка газа или жидкости при продувке и очистке скважины); на другом- устанавливается манометр для замера межтрубного давления (давление должно быть равно 0). Кроме того, на отводах имеются задвижки, которые в рабочем режиме открываются, а при необходимости закрываются. На тройнике трубной головки имеется отвод, через который можно подавать сжатый газ или воздух при возбуждении скважины. При помощи резьбовой втулки, в нижнюю часть катушки ввинчивается НКТ.

Фонтанная елка предназначена для направления фонтанной струи в выкидную линию, а также для контроля и регулирования режима работы скважины. Фонтанная елка включает в себя арматуру, устанавливаемую выше верхнего фланца трубной головки. Фонтанная елка состоит из основного ствола и двух отводов. Ствол фонтанной елки по размерам проходного сечения бывает 2 ? (62 мм.) и 4 (100 мм.) дюймовый. На стволе фонтанной елки имеется ряд задвижек, для которых устанавливается следующий порядок открытия и закрытия. При пуске скважины в эксплуатацию открывают коренную задвижку, далее открывают задвижку, ближайшую к крестовине, а затем к отводу. При остановке скважины следует закрыть задвижки в обратном порядке. Коренная задвижка должна быть открыта полностью как при эксплуатации, так и при временной остановке скважины. Закрывается она только при полной остановке скважины. Центральная задвижка необходима для перекрытия основного ствола фонтанной елки при аварийных ситуациях. При эксплуатации газовой скважины необходимо, чтобы все задвижки елки были полностью открыты, за исключением задвижек на запасной выкидной линии. Это вызвано тем, что если в струе газа имеются твердые примеси, то при не полностью открытых задвижках может разрушаться оборудование. Фонтанная елка имеет две выкидные линии, диаметром 100 мм: рабочую и запасную. Рабочая выкидная линия предназначена для приема продукции направления ее в газосборную сеть. Запасная выкидная линия для сброса на отжиг или для продувки скважины на факел. На выкидных линиях устанавливаются штуцера, манометры, установки для ввода ингибитора гидратообразования и коррозии, устьевой клапан - отсекатель, который предназначен для автоматического перекрытия выкидной линии при аварийной ситуации. Запорный элемент клапана - отсекателя выполнен в виде заслонки. Для регулирования дебита газа и давления при эксплуатации газовых скважин применяются штуцера.

Штуцер представляет собой болванку круглого сечения, диаметр отверстия которого находится в прямой зависимости от рабочего дебита скважины и колеблется в пределах от 3 до 25мм. В верхней части фонтанной елки устанавливается буферный патрубок, воспринимающий давление фонтанной струи, которое регистрируется манометром. Это давление называется устьевым или буферным давлением.

Фонтанную арматуру изготавливают на рабочее давление 7,5; 12,5; 20; 35; 70 и 105МПа.

По конструкции фонтанная арматура бывает крестовая и тройниковая.

Техническая характеристика фонтанной арматуры обозначается: 1АФК63*12.5 или 1АФТ100 *70. Фонтанная арматура, выполненная по ГОСТ может эксплуатироваться при температуре от -60оС до+60оС. Недостатком фонтанной арматуры на сравнительно высокое рабочее давление является большая ее масса. Так фонтанная арматура рассчитанная на рабочее давление 12.5 МПа весит около 2тонн, а если рабочее давление достигает 30 и более МПа то масса фонтанной арматуры увеличивается до 4тонн. Объясняется это прежде всего громоздкими соединениями.

На месторождении применяются фонтанные арматуры следующих типов:

- бакинскую АФК 6В - 80/65х350 К2;

- грозненскую АФК 6А - 80/50х700 К2;

- французскую фирмы „Cameron”.

Регулирование отборов жидкости ведется штуцерами, установленными на устье скважин.

Схема наземного оборудования комплекса КОУК имеет станцию управления пневмогидравлического типа, пневмопитание осуществляется газом из скважины, который проходит очистку и частичную сепарацию в специальном фильтре типа ФОГ, установленном на выкиде фонтанной арматуры.

Очищенный газ по трубопроводу поступает на станцию управления. Станция управления сигнальной линией соединена с двумя пилотными клапанами, установленными на выкидной линии фонтанной арматуры после дросселя. Один из пилотных клапанов настраивается на верхний предел допустимого давления на выкиде, второй - на нижний предел.

В случае отклонения давления на выкиде фонтанной арматуры от заданных пределов срабатывает один из клапанов, и сигнал по сигнальной линии поступает на исполнительный механизм станции.

В результате этого, резко снижается давление в трубке управления, соединенной с клапаном-отсекателем в скважине и перекрывает доступ продукции к устью скважины.

Трубка управления с устья вводится в скважину через уплотнительное устройство.

Подземное оборудование газовых скважин

Для надежной эксплуатации газовых скважин используется следующее подземное оборудование: колонна насосно-компрессорных труб - спускается в скважину для подъема продукции на поверхность. Диаметр фонтанных труб рас читывают из необходимости выноса с забоя на поверхность твердых и жидких примесей газа.

Поскольку газовые скважины часто работают с поступлением из пласта частиц породы и воды, то диаметр НКТ должен обеспечивать полный вы нос газовой струей частиц породы и воды, скапливающихся на забое. Вынос этих частиц обеспечивается тогда, когда скорость восходящего потока превышает критическую скорость, соответствующую взвешенному состоянию частиц, и равна:

? = 1.2?кр (2.1)

где ? - скорость восходящего потока газа в скважине, м/с; ?кр - критическая скорость, при которой капля воды находится во взвешенном состоянии, м/с.

Критическую скорость можно определить по формуле Риттенгера:

?кр= v ? gd(?п-?г)/ ??г (2.2)

где g-ускорение свободного падения, м/с2, d- диаметр частиц, м; ?п и ?г-плотность породы и газа соответственно, кг/м3; ?- коэффициент скольжения, величина которого зависит от формы частиц породы или воды. Для частиц воды ? = 0.45, для частиц породы ? =0.25.

скорость восходящего потока у башмака НКТ определяется по следующей формуле:

? = 4*106*QzTпл/?D286400PзTст =14,74Qz/D2Pз*Tпл/Tст. (2.3)

Тогда диаметр НКТ можно определить по следующей формуле:

D = v14,74QzT/1.2 ?крPзTст= v12,3Qz/?крPз* Tпл/Tст (2.4)

где Q-дебит газа,м3/сут;

Pз - забойное давление; z - коэффициент сверхсжимаемости газа.

При эксплуатации газовых скважин используются фонтанные трубы, изготовленные в соответствии с ГОСТ 633-80: 48,60, 73, 89мм.

В результате расчетов выбирают диаметр НКТ близкий к ГОСТУ.

Глубина спуска НКТ в скважину определяется продуктивной характеристикой пласта и технологическим режимом скважины. Обычно НКТ целесообразно спускать до нижних отверстий перфорации.

Отбор продукции от забоя до устья на месторождении ведется по ступенчатому лифту, составленному из труб диаметром 73 и 88,9 мм, спущенному до интервала перфорации нефтяного пласта. Толщина стенок НКТ от 4 до 7 мм, длина 5,5-10 м (в среднем 8 м). Как правило, лифт компонуется следующим образом:

- трубы марки стали С-75 - 73 х 7,01 - 2030 м;

- трубы марки стали С-75 - 88,9 х 6,45 - 420 м;

- трубы марки стали SМ-90 - 88,9 х 6,45 - 550 м;

С целью выноса воды с забоя скважины башмак НКТ необходимо спускать в зону фильтра с самого начала эксплуатации.

К подземному оборудованию относятся НКТ, из которых состоит подземный подъемник. Колонна фонтанных труб спускается в скважину и служит для подъема жидкости и газа на поверхность, предохраняя колонну обсадных труб от коррозийного и эрозионного износа при добычи нефти, содержащей воду и сероводород; регулирования режима работы фонтанной скважины, предупреждения образования на забое столба воды, глушения, промывки скважин и обработки призабойной зоны пласта с применением различных методов воздействия.

При эксплуатации газоконденсаных скважин применяют комплексы управления скважинными клапанами-отсекателями типа КОУК для предупреждения открытых фонтанов. Применительно к различным условиям эксплуатации комплекс выпускается с несколькими схемами компоновки скважинного оборудования.

К условиям месторождения применим комплекс оборудования КОУК - 89/73 - 35 -136К2Э (наличие агрессивных компонентов в скважиной среде СО2 и Н2S - до 6% по объему каждого).

Клапан - отсекатель также закрывается в случае пожара, когда расплавляются температурные предохранители и падает давление в сигнальной линии и трубки управления. На сигнальной линии трубки управления установлены распределители, к которым могут быть подсоединены основные скважины куста. При нарушении режима работы одной из скважин закрываются клапаны отсекатели всех скважин куста.

Клапан - отсекатель можно закрывать со станции управления или из диспетчерского пункта промысловой телемеханики.

В районах, где есть источники электропитания переменного тока напряжением 380 В, частотой 50 Гц, станция управления связана с электроконтактным манометром, расположенном на выкиде фонтанной арматуры. На манометре устанавливаются верхний и нижний пределы давлений; отклонение о которых дает сигнал на станцию управления для разрядки трубки управления, в результате чего раскрывается клапан-отсекатель.

При отсутствии электроэнергии сигнал поступает на станцию управления от пилотных клапанов или температурных предохранителей, как в предыдущей схеме.

Разобщитель (пакер) предназначен для постоянного разъединения пласта и затрубного пространства скважины с целью защиты эксплуатационной колонны и НКТ от воздействия высокого давления, высокой температуры и агрессивных компонентов, входящих в состав газа.

Обычно пакер устанавливают между обсадной колонной и НКТ для разобщения зон межтрубного пространства, расположенных выше и ниже пакера. Пакер имеет корпус, состоящий из двух труб, соедененных между собой. На наружней поверхности верхней трубы размещен уплотнительный элемент.

Он состоит из резиновых манжет, при продольном сжатии которых происходит увеличение их в диаметре, в результате чего он плотно прижимается к обсадной колонне и движение жидкости по колонне прекращается.

На наружной поверхности нижней трубы смонтирован шлипсовый узел. Шлипсы состоят из 3-4- сегментов с зубчатой поверхностью, которые прижима ются к обсадной колонне и удерживают пакер в устойчивом положении.

Между уплотнительным элементом и шлипсовым узлом имеется камера, которую образует цилиндр и соедененные с ним толкатель и поршень. Для удержания пакера в рабочем состоянии поршень и цилиндр снабжены механизмами, состоящими из четырех секторов и двух пружинных колец.

Для освобождения пакера от обсадной колонны НКТ вращают по часовой стрелке на 15 оборотов, одновременно поднимая ее. При повороте уплотнительные элементы и шлипсы освобождаются от торцевых упоров и принимают первоначальные размеры. В этом состоянии пакер можно извлечь из скважины.

Предусмотрена возможность извлечение скважинного оборудования при заклинивании пакера при спуске или подъеме, для этого служит устройство разъединения труб. Оно позволяет отсоединить колонну подъемных труб от пакера путем вращения ее вправо.

К оставшейся с пакером части разъединителя можно вторично присоединить колонну более прочных труб для срыва и подъема пакера. Скважинное оборудование комплекса с предохранительной гильзой в посадочном ниппеле, спускается в скважину на подъемных трубах совместно с трубкой управления, которая соединена с посадочным ниппелем и крепится к подъемной трубе.

Циркуляционный клапан расположен над уплотняющим элементом и обеспечивает временное сообщение центрального канала с затрубным пространством с целью осуществления различных тезнологических операций: задавки скважины, промывки забоя, затрубного пространства и НКТ, обработки скважины различными химическими реагентами. Клапан устанавливается в НКТ во время их спуска в скважину и извлекается вместе с ними

Ниппель служит для установки, фиксирования и герметизации в нем забойного клапана отсекателя. Он спускается в скважину на НКТ и устанавливается выше пакера.

Клапан-отсекатель служит запорным устройством скважины при демонтаже устьевого оборудования, подъеме НКТ из скважины без задавки жидкостью. Закрытие клапана-отсекателя при работе в автоматическом режиме происходит в следующих случаях:

- при повышении или понижении давления в выкидной линии фонтанной арматуры (по сравнению с установленными пределами), при срабатывании пилотных клапанов или по сигналу электроконтактного манометра;

- при повышении температуры на устье до 70? С или более, когда давление в трубке управления падает за счет разгерметизации плавких предохранителей;

- при нарушении герметичности обвязки скважины со станции управления.

При местном управлении клапан - отсекатель закрывается принудительно со станции управления, при дистанционном, при подаче сигнала с диспетчерского пункта промысловой телемеханики.

Ингибиторный клапан предназначен для временного сообщения затрубного пространства скважины с внутренним пространством НКТ при подаче ингибитора коррозии или же гидратообразователя.

Клапан устанавливается в НКТ во время их спуска и извлекается вместе с ними. В процессе эксплуатации различные ингибиторы дозируются и подаются в подъемные трубы посредством ингибиторного клапана.

Оборудование забоя скважин

Оборудование забоя скважин предназначено для предупреждения разрушения призабойной зоны продуктивного пласта и обеспечения нормальных условий работы скважин.

Оборудование забоя газовых скважин зависит от следующих факторов:

- литологического и фациального состава пород, слагающих коллектор;

- механической прочности пород;

- неоднородности коллекторских свойств пласта;

- местоположения скважины на структуре и площади газоносности.

Если газовая залежь пластового или массивного типа, газонсыщенный кол лектор представлен крепкими породами (сцементированные пески, известняки, доломиты, ангидриты), а в продуктивном разрезе отсутствуют нефте- и водонасыщенные горизонты, то добывающие скважины могут иметь открытый забой.

Для улучшения выноса с забоя жидких и твердых частиц в фильтровую часть пласта на забой опускают хвостовик.

Если же газонасыщенный пласт представ лен слабосцементированными породами, то обсадную эксплуатационную колонну опускают на всю толщину продуктивного пласта, полностью ее цементируют, а затем делают перфорацию.

2.3 Методы увеличения производительности скважин

На месторождении Жанажол в 2014г. выполнены следующие работы по увеличению производительности скважин:

- дополнительная перфорация добывающих скважин - 40 скважин.

В результате дополнительная добыча составила 164,2 тыс.т.

- Солянокислотная обработка призабойной зоны добывающих скважин - 12 скважин.

В результате дополнительная добыча составила 2 5,316 тыс.т.

- Проведена изоляция водопритоков в 18 скважинах.

- Кислотный разрыв пласта на 3 скважинах

- Вытеснение нефти из пластов горячей водой и паром на 2 скважинах

- Проведен гидроразрыв пласта на 9-ти добывающих скважинах.

Суточный эффект от проведения мероприятия по скважинам составил от 3 до 58 т/сут. За 12 месяцев 2014 года дополнительная добыча составила - 15058 тонн при плане 15000 тонн. На 3-х нагнетательных скважинах произведен кислотный разрыв пласта, с начала мероприятий общий эффект составляет 14,943 тыс. м3 воды.

2.4 Обзор тепловых методов повышения нефтеотдачи пластов

В тех случаях, когда заводнение не позволяет достигнуть приемлемого КНО и возникает необходимость применения третичных (новых) МУН.

Каждый метод имеет свою область применения для конкретных геолого-промысловых условий. Универсальных методов увеличения нефтеотдачи пластов в настоящее время нет, вследствие индивидуальных природных геолого-физических условий залежи нефти. Причем, залежь - это сложная система, которая сопровождается постоянным изменением как внешних (технологии системы разработки), так и внутренних (геолого-физические параметры залежи) условий.

Тепловые МУН позволяют понизить вязкость нефти, увеличить её подвижность. Применение их эффективно на залежи высоковязкой нефти; нефти, обладающей неньютоновскими свойствами; залежи, пластовая температура которых равна или близка к температуре насыщения нефти парафином, коэффициент нефтеотдачи может возрасти до 50% и более. Различают теплофизические методы - закачка в пласт теплоносителей и термохимические - внутрипластовое горение

2.4.1 Тепловые методы применение которых возможно на месторождении Жанажол

Вытеснение нефти из пластов горячей водой или паром.

С повышением температуры, вязкости нефти и воды уменьшаются. При этом вязкость нефти, если она в обычных пластовых условиях значительно превышала вязкость воды, снижается более существенно. Соотношение подвижностей нефти и воды изменяется в лучшую сторону. Этот экспериментально установленный факт - главная причина использования закачки в пласт воды с повышенной температурой или водяного пара для роста нефтеотдачи пластов, содержащих нефть увеличенной вязкости. Кроме того, при закачке в пласт горячей воды или водяного пара из нефти при соответствующих условиях испаряются легкие фракции углеводородов и переносятся потоками пара и воды по пласту к забоям добывающих скважин, дополнительно способствуя увеличению извлечения нефти из недр.

Горячую воду и пар получают в парогенераторах (котлах) высокого давления и закачивают в пласт через нагнетательные скважины специальной конструкции и со специальным оборудованием, предназначенным для работы в условиях высоких температур и давлений.

При проектировании и осуществлении закачки в пласт горячей воды и водяного пара важно знать термодинамическое состояние воды: жидкое, в виде пара, в виде смеси воды и пара или даже в закритическом состоянии.

Закачка теплоносителей в пласт методом тепловых оторочек.

По этому методу вместо непрерывной закачки теплоносителя после проникновения его в пласт через определенное время можно нагнетать воду при пластовой температуре. При этом в пласте создается перемещающаяся в направлении процесса вытеснения нефти нагретая область, получившая название тепловой оторочки. Способ перемещения нагретой области в глубь пласта путем закачки в него холодной воды, т. е. воды с температурой, близкой к пластовой, был предложен в 50-х гг., но только в 60-х гг. по экспериментальным и теоретическим данным обосновали метод тепловых оторочек как способ разработки нефтяных месторождений. Были разработаны методики, выбора оптимальных размеров тепловых оторочек при различных геолого-физических условиях пластов, темпах нагнетания в пласт теплоносителей, их параметрах и других технологических показателях разработки месторождений.

Использование тепловых оторочек позволяет получить несколько меньшую нефтеотдачу по сравнению с этим показателем при непрерывной закачке теплоносителей в пласт. Но в таком случае на подготовку горячей воды или пара значительно меньше тратится энергии.

Если рассматривать отношение дополнительно извлеченной нефти ?Qн, получаемой при использовании метода тепловой оторочки, к затрате тепла Qт на нагрев теплоносителя, то оптимальные размеры оторочки и другие показатели теплового воздействия достигаются при условии

?то= ?Qн /Qт> max (2.5)

Конечно, если учитывать другие критерии, в принципе можно выбирать иные показатели теплового воздействия, не обязательно в точности соответствующие условию 2.5.

Рассмотрим распределение температуры в прямолинейном пласте при создании в нем тепловой оторочки за счет закачки горячей воды, основываясь на решении. Вначале закачивают в пласт горячую воду с начальной температурой Т = Т1, ?Т=?Т1. В момент времени t = tн температура этой воды снижается скачком до Т=Тпл или становится ?Т = 0 при х=0. Так как исходное уравнение, описывающее распределение температуры при закачке в пласт горячей воды, линейное, то сумма двух его решений есть тоже решение. Поэтому чтобы получить распределение температуры в прямолинейном пласте при создании в нем тепловой оторочки, нужно из решения вычесть такое же решение, но зависящее не от t, а от t-t* (t* - момент начала закачки в пласт воды с температурой, равной пластовой).

Термический метод эксплуатации месторождений

Термические методы применяют, как правило, при добыче средней и тяжелой нефти, а также при разработке месторождений битуминозных песков.

Деление на легкую, среднюю, тяжелую, очень тяжелую нефть и битум имеет условный характер, но после многочисленных обсуждений все же удалось провести четкие границы (таблица 2.3).

Критериями в данном случае являются или плотность пластовой нефти, или ее вязкость (с учетом растворенного газа). В таблице 2.3 отсутствуют критерии, которые не могут реализоваться одновременно (например, минимальная вязкость совместно с минимальной плотностью для случая тяжелой нефти).

Таблица 2.3. Классификация нефти

Нефть	Плотность	Вязкость в пластовых условиях, сПз
	d15оС	dАРI
Легкая Средняя Тяжелая Битум Очень тяжелая	<0.87 0,87-0.92 >0,92 - >1	>31 31.1-22.3 <22.3 - <10	- - 10000 10000 -

Для деления на тяжелую нефть и битум принято некоторое граничное значение вязкости нефти в условиях залегания, что позволило четко определить понятие «отсутствие жидкого состояния пластовой нефти», которую в этом случае обычно называют битумом.

Если же рассматривать вопрос с точки зрения обработки добытой нефти, то для определения степени сложности такой обработки необходимо использовать свойства нефти в стандартных условиях. Именно поэтому иногда вводится понятие „очень тяжелая" для нефти, плотность которой при стандартных условиях превышает плотность воды (d15оС >1г/см3 или dАРI< 10). Такая плотность действительно требует решения специфических задач нефтеобработки (разделения водонефтяной смеси, подготовки нефти из-за повышенного содержания смол, асфальтенов, серы и соединений металлов, транспортировки). При разработке месторождений подобная нефть может быть отнесена или к классу тяжелой нефти, или к битумам в зависимости от ее вязкости в условиях залегания (таблица 2.3).

Внутрипластовое горение.

Методы извлечения нефти из недр при использовании внутрипластовых окислительных процессов основаны на идее подземной газификации угля, выдвинутой в 1888 г. Д. И. Менделеевым. В 30-х гг. текущего века советские ученые А. Б. Шейнман и К. К. Дубровай предложили извлекать нефть методом ее подземной газификации с созданием в пласте экзотермической окислительной реакции, переходящей в горение. Ими были сделаны первые попытки инициирования внутрипластового окисления нефти на одном из месторождений Краснодарского края.

Однако в 30-х-50-х гг. внутрипластовое горение на практике не применяли вследствие его недостаточной изученности.

В конце 50-х и в начале 60-х гг. возрос интерес к методу извлечения нефти из недр с использованием внутрипластового горения. В СССР, США, ВНР, СРР, Франции, Нидерландах и в ряде других стран были осуществлены опытно-промышленные работы, показавшие возможность промышленного извлечения нефти из недр путем осуществления внутрипластового горения. Были проведены многочисленные исследования, способствовавшие современному пониманию механизма внутрипластового горения и совершенствованию его технологии. Теоретически было доказано, что скорость тепловой конвекции меньше скорости движения фронта горения при закачке в пласт в качестве окислителя воздуха, и затем экспериментально и теоретически установлено, что ускорить перенос тепла в пласте можно путем осуществления влажного внутрипластового горения.

В России устойчивый процесс внутрипластового горения был осуществлен в 1967г. на месторождении Павлова Гора в Краснодарском крае и на месторождении Сходница на Украине. В опытах, проведенных на этих месторождениях, были получены доказательства длительного существования и перемещения в пласте области, где происходит интенсивная окислительная реакция, «очага горения», а также возможности существенного дополнительного извлечения нефти при внутрипластовом горении.

Метод извлечения нефти из недр с использованием внутрипластового горения успешно применяют на нефтяных месторождениях многих стран в том числе и СНГ.

Исследования показали, что при развитии процесса внутрипластового горения в пористой среде пласта сгорает в основном тяжелый остаток нефти, получивший название кокса, так как более легкие фракции нефти испаряются перед областью горения в результате повышенной температуры и переносятся потоком газов вперед по пласту по направлению к добывающим скважинам.

В процессе разработки нефтяного месторождения методом внутрипластового горения в качестве окислителя применяют главным образом воздух, закачиваемый в пласт через специальные воздухонагнетательные скважины. Нефть отбирается из добывающих скважин вместе с продуктами горения и водой, которую также можно закачивать в пласт в те же воздухонагнетательные или в специальные водонагнетательные скважины.

Операцию создания в пласте внутрипластового горения начинают с его возбуждения, инициирования. Для этого в нагнетательную скважину, в которой предполагают начать процесс горения, опускают нагревательное устройство (глубинную горелку или электронагреватель) и нагнетают воздух. Воздух, обладая существенно меньшей вязкостью, чем насыщающие пласт нефть и вода, проскальзывает сквозь нефть и воду, частично вытесняя их из пласта, к забоям добывающих скважин. Так осуществляется сообщаемость (сбойка) воздухонагнетательных и добывающих скважин, затем включают глубинное нагревательное устройство и вводят тепло в пласт.

В результате в нем повышается температура, скорость окисления нефти возрастает и окисление переходит в горение.

При реакции окисления нефти углерод и водород, входящие в ее состав, соединяются с кислородом, образуя при интенсивном горении окись и двуокись углерода, а также воду, а при низкотемпературном окислении -- окислы углеводородов и органические кислоты.

Если пластовое давление сравнительно невелико (до 5МПа), а температура 420-450 К, при содержании в нефти легких углеводородов в пласте в результате реакции окисления образуются в значительном количестве окислы органических соединений и кислоты, а при температурах, больших 470-520К,-только двуокись углерода и в небольшом количестве окись углерода. В этом случае окислительная реакция превращается в реакцию горения.

Химическую формулу горения остатка нефти - кокса запишем следующим образом:

ACHn+ aO2=?bCO2+bCO+dH2O (2.6)

где А, а, b, d - численные коэффициенты химических реакций;

п - отношение числа атомов водорода Н к числу атомов углерода С в коксе; ? - отношение числа молей СО2 к числу молей СО в продуктах горения.

Если, например, кокс представлен твердым парафином, химическая формула которого С20Н42, то А= 20, п=2,1.

Однако при написании формулы реакции будем рассматривать только одну группу СНn поскольку для дальнейшего изложения потребуются относительные данные участвующих в реакции веществ (например, сколько приходится кислорода на единицу массы кокса и др.).

2.5 Технологические проблемы нагнетания теплоносителей

При нагнетании теплоносителя необходимо решить ряд специфических технологических проблем: размещения теплогенерирующего оборудования для обеспечения требуемого уровня теплофизических параметров теплоносителя -- давления, температуры, сухости пара, предварительной обработки, воды, поступающей в парогенератор, проектирования скважин так, чтобы они выдерживали любые термические нагрузки, обработки добытой нефти.

Подготовка воды

Сухость пара, получаемого на парогенераторах, используемых в промысловых условиях, составляет, как правило, 80-85 %, что обусловливает требования к обработке воды, поступающей в них. Обычно допускается следующая характеристика воды: содержание взвешенных твердых частиц менее 5 ррт; отсутствие примесей маслянистых или других органических соединений и растворенных газов (особенно кислорода, а также других, вызывающих коррозию); незначительное содержание ионов кальция и магния, концентрация ионов железа не должна превышать 0,4 ррт [4].

Тщательность обработки воды зависит от того, из какого источника ее забирают. Различают источники воды следующих типов:

- поверхностные подвижные воды (например, реки), в которых примеси обычно содержатся в виде суспензии (ил, органические соединения, различные осадочные отложения);

- поверхностные застойные воды (например, озера), в которых вследствие естественного отстоя содержится мало взвешенных частиц, если на нее не влияют внешние факторы: сильные ветры и др. Эта вода содержит большое количество растворенных газов, минеральных солей, водорослей, бактерий и другой микрофлоры;

- воды подземных источников, в которых нет кислорода, мало взвешенных частиц и органических соединений и значительное количество растворенных минеральных солей, концентрация которых увеличивается с глубиной;

- вода из нефтеносных пластов после обработки их паром, в которой много углеводородных соединений, иногда H2S и значительное количество растворенных минеральных солей.

Как правило, вода должна пройти три стадии очистки - удаление взвешенных частиц органического и неорганического происхождения, умягчение и снижение концентрации растворенных газов.

Удаление взвешенных частиц. Часто используемая в парогенераторах вода содержит столь мало взвешенных частиц, что не требует какой-либо специальной обработки для снижения их концентрации.

Однако, если пользуются водой поверхностных водоемов, ее пропускают через фильтры, причем при падении напора воды вследствие засорения фильтров ее пропускают в обратном направлении, промывая фильтры.

Если же повторно используют воду из нефтеносного пласта, то необходима ее очистка от углеводородных соединений. После отстаивания в специальных бассейнах концентрация нефти в ней снижалась до 50-100 ррm. Затем воду направляли во флотационные секции, нефтяные фракции увлекались газом, и концентрация их составляла 10 ррm. Наконец, последние следы нефти удаляли при прохождении воды под давлением через фильтры из диатомовой муки.

Умягчение воды. Жесткость питающей воды должна быть практически нулевой, т. е. из нее должны быть удалены ионы кальция и магния. Этот процесс протекает в блоках ионного обмена, где указанные ионы замещаются ионами натрия, соли которого хорошо растворимы в воде. Обычно используют два соединенных последовательно блока: первичной обработки и окончательного умягчения. Для обработки воды устанавливают две пары цеолитовых ионообменников: пока один из них находится в рабочем состоянии, второй регенерируется или пребывает в резерве. Когда первый обменный аппарат перестает обеспечивать требуемое снижение жесткости воды, включают второй блок. Для восстановления обменной емкости ионообменника раствор хлорида натрия пропускают в обратном направлении. Повышение щелочности воды введением каустической воды позволяет снизить коррозию металлических трубопроводов и уменьшить количество твердых осадков на их стенках.

Высокие значения рН сохраняют в растворе двуокись кремния [3], [4], поэтому желательно поддерживать рН > 10. Необходимый уровень рН можно устанавливать как до, так и после умягчающих блоков.

Для удаления остаточной жесткости воды было предложено добавлять какой-либо коксообразуюший агент. Поэтому в нее иногда вводят избыток натриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты [4], однако это вещество вызывает ускорение коррозии металлических трубопроводов [4].

Удаление растворенных газов. Удаление из воды растворенных в ней кислорода и углекислого газа обычно достигается термической и химической обработками. Иногда же используют только химические методы связывания кислорода.

Практически полное удаление растворенных газов достигается в результате непосредственного контакта обрабатываемой воды с паром, поступающим из парогенератора, - содержание кислорода доводится до уровня менее 0,01 ррm. Система циркуляции в деаэраторе обеспечивает интенсивное перемешивание пароводяной смеси, находящейся при температуре кипения и атмосферном давлении. Пары удаляются из верхней части деаэратора, а дегазированная вода - из нижней.

Самым распространенным в настоящее время химическим реактивом, используемым для удаления из воды растворенного кислорода, является сульфит натрия. При отсутствии блока механической деаэрации необходимо добавлять 8 ррm сульфита натрия на 1 ррm растворенного в воде кислорода.

Более того, во всех случаях вода, из которой удален растворенный в ней кислород, должна содержать некоторое количество сульфита натрия (примерно, 20 ррm) для восстановительной способности воды, поступающей в парогенератор. В качестве антикислородного реактива вместо сульфита натрия может быть использован гидразин. Если предусмотрено удаление кислорода лишь химическим способом, желательно вводить сульфит натрия перед блоком умягчения воды, чтобы предохранить его металлические детали от коррозии. Если же используется термический способ деаэрации, то химический реагент вводят в воду после деаэратора, который, в свою очередь, расположен на выходе блока умягчения воды.

Если в схеме установки для подготовки воды предусмотрен деаэратор, необходимо включить в нее теплообменник для понижения температуры воды, из которой удален кислород, и избежать возникновения кавитации в питательном насосе парогенератора.

Парогенераторы.

В парогенераторе давление обработанной воды доводится при помощи многоступенчатого насоса с постоянной пропускной способностью до величины, необходимой для нагнетания в скважины теплоносителя. Если парогенератор работает с неполной нагрузкой, то часть воды высокого давления через обратный клапан подается на вход насоса.

Кроме того, выходной сигнал байпасного клапана преобразуется в управляющий сигнал устройства, регулирующего мощность горелочного устройства. Затем вода под давлением направляется в парогенератор, включающий, как правило, конвективную секцию, в которой вода нагревается за счет тепла уходящих продуктов сгорания газа, и радиационную секцию, где тепло нагреваемой жидкости передается за счет излучения пламени.

Если холодная вода поступает непосредственно в верхний участок конвективной секции парогенератора, конденсация паров воды, присутствующих в продуктах сгорания газа, при взаимодействии с окислами SO2 и SO3 обусловливает возможность коррозии трубок теплообменника. Необходимо предусматривать внешнее покрытие труб, чтобы подавать в теплообменную секцию холодную воду, или следует поступающую в парогенератор воду предварительно подогревать в термическом деаэраторе, включенном в схему установки подготовки воды, или в линию подачи воды в парогенератор необходимо включать дополнительный теплообменник.

Отметим, что для повышения термического к.п.д. парогенератора, зависящего от температуры уходящих продуктов сгорания газов, желательно подавать в конвективный теплообменник не слишком горячую воду, чтобы эффективнее утилизировать тепловую энергию продуктов сгорания.

После конвективной секции вода поступает непосредственно в радиационную секцию парогенератора.

Трубы двух секций парогенератора стыкуют таким образом, чтобы обеспечить максимальный к.п.д. и снизить до минимума гидравлические сопротивления. В серийных парогенераторах, используемых в нефтедобывающей промышленности, вода циркулирует, как правило, в однотрубной системе.

На выходе парогенератора находят сухость и расход пара [4].

Обычно сухость пара определяют следующими способами:

- отбором проб жидкой фазы пароводяной смеси и оценкой изменения теплопроводности или концентрации ионов СL в пробах, охлажденных до температуры окружающей среды.

Отношение измеренной величины к аналогичному параметру воды, поступающей на вход парогенератора, равно 1/(1-X), так как растворенные соли концентрируются в жидкой фазе пароводяной смеси;

- разделением пароводяной смеси на фазы и измерением при помощи шайбы расхода сухого пара. Сухость смеси определяется отношением расхода сухого пара к расходу воды, поступающей в парогенератор.

Вода может быть вновь введена в сухой пар или удалена из системы после утилизации содержащегося в ней тепла в теплообменнике;

- определением потерь давления при прохождении пароводяной смеси через диафрагму при независимом измерении массового расхода воды на входе в парогенератор [1]. В этом случае при нахождении X учитывают массовые расходы фаз и коэффициент, соответствующий данной геометрии диафрагмы, характеристикам жидкости и пара, а также температуре;

- учетом расходов воды и топлива, а также его теплотворной способности и к.п.д. парогенератора в тепловой баланс системы;

- экспериментальным определением теплосодержания пароводяной смеси, уменьшая при постоянном расходе топлива подачу воды в парогенератор до тех пор, пока на его выходе не будет получен только перегретый пар.

Нагревательный контур парогенератора включает системы подачи воздуха и топлива, горелочное устройство, а также различные системы регулировки и контроля, в частности мощности нагрева, коэффициента избытка окислителя, параметров пламени.

Систему подачи воздуха рассчитывают таким образом, чтобы обеспечить напор, необходимый для достижения номинальной мощности парогенератора при заданных давлении и температуре поступающего воздуха. При необходимости следует учитывать атмосферное давление и температуру.

Системы подачи топлива должны быть различны при использовании газа или нефти. Однако во всех случаях для получения оптимального коэффициента избытка воздуха расход горючего должен быть скоррелирован с расходом воздуха и с расходом воды на входе в парогенератор.

Если в качестве топлива используют газ, то его тщательно перемешивают с окислителем. Если же топливом является нефть, перед подачей ее нагревают и подают в воздушную струю таким образом, чтобы образовывались мельчайшие капли в газе. Для обеспечения максимального к.п.д. парогенератора необходимо постоянно контролировать параметры пламени.

Горелочное устройство и, при необходимости, система подачи воды автоматически отключаются при нарушении функционирования одного из элементов системы, в частности,

- если система подачи воды не подготовлена к работе;

- недостаточен напор воды; давление и температура пара слишком велики или слишком малы, температура труб превышает номинальную;

- возникает нарушение функционирования системы подачи воздуха или топлива, а также при затухании пламени.

Рабочее давление промышленных парогенераторов, используемых в установках нагнетании теплоносителя, составляет обычно около 160 бар, а мощность - 5,85 или 14,6 МВт. Это соответствует производительности 200 и 500 т/сут. пара (сухость 80 %) при температуре исходной воды примерно 20 °С. Термический коэффициент полезного действия (отношение теплоты, переданной воде, к теплоте сгорания топлива) достигает 80-85 %. Затраты топлива при к.п.д. парогенератора 80 %, теплоте сгорания топлива 42 МДж/кг и сухости пара 80 % составляют: для парогенератора мощностью 5,85 МВт и производительностью пара - 200 т/сут. - 15 т/сут; для парогенератора мощностью 14,6 МВт и производительностью пара 500 т/сут. 38 т/сут.

В качестве горючего могут быть использованы различные типы низкокалорийного топлива при условии их предварительной газификации и последующего сжигания полученного низкокалорийного газа.

Кроме того, можно применять прямое сжигание в кипящем или циркулирующем слое таких твердых топлив, как уголь, углистые и битуминозные сланцы, отходы нефтепереработки. Заманчива возможность использования менее калорийных, чем сырая нефть или природный газ, топлив при условии легкости их транспортировки к парогенератору, а также при экономическом выигрыше от их использования, несмотря на повышение стоимости вспомогательного оборудования.

Оборудование скважин.

Тепловая изоляция нагнетательных скважин. Существенным недостатком нагнетания теплоносителя непосредственно в обсадную трубу, является высокий уровень тепловых потерь и механических напряжений. С этой точки зрения более интересна методика нагнетания теплоносителя через насосно-компрессорную трубу. В этом случае следует избегать контакта трубы с обсадной колонной, а также не допускать появления конденсированной фазы в зазоре, между ними.

Для изоляции промежутка между внутренней трубой и обсадной колонной возможно использовать забойный пакер, помещенный над нефтеносным пластом. Такая конструкция требует подбора материала, обладающего соответствующим коэффициентом расширения. Эта система хорошо работает при правильном монтаже ее элементов и не слишком высоких температурах. В настоящее время разрабатываются материалы, позволяющие пакерам выдерживать повышенные температуры и давления. Кроме того, для снижения тепловых потерь были разработаны трубы с двойными стенками.

Оригинальным решением проблемы теплоизоляции внутренней трубы является заполнение зазора раствором кремнекислого натрия до начала нагнетания теплоносителя. При этом зазор соединен с атмосферой.

При нагнетании в скважину теплоносителя труба постепенно прогревается и на ее внешнюю поверхность осаждается из раствора силикатный слой.

Эффективность такого теплоизолирующего покрытия толщиной 1см достаточна для предотвращения дальнейшего образования твердого осадка на внутренней поверхности обсадной трубы [1]. Избыток раствора силиката, оставшейся в зазоре после нескольких часов нагнетания теплоносителя, вытесняется из него водой, а вода, в свою очередь, газом.

Такой метод теплоизоляции позволяет снизить уровень нагрева обсадной колонны диаметром 7 при нагнетании водяного пара под давлением 100 бар через трубу 27/8 с 240 до 150°C и использовать обсадную колонну марки 55 [1]. Был испытан еще один способ изоляции, в котором промежуток заполнялся органической жидкостью на основе жирных кислот производства Кен-Пак.

2.6 Сравнение методов повышения нефтеотдачи

Можно утверждать, что термические методы являются наилучшими при разработке месторождений нефти, вязкость которой в пластовых условиях превышает 1000 сПз при не слишком большой глубине залегания нефтеносного пласта (глубина залегания менее 1500 м). Они представляют интерес и для добычи менее вязкой нефти, так как поступающая в пласт тепловая энергия распространяется за пределы области, непосредственно обрабатываемой теплоносителем, что способствует повышению подвижности нефти даже в относительно неоднородных пластах.

Если вязкость нефти в пластовых условиях составляет 10-1000 сПз, для увеличения добычи можно прибегнуть к нагнетанию в пласт частично растворимого СО2 при условии существования неподалеку от месторождения источника дешевого углекислого газа достаточной мощности, а также при наличии требуемого уровня пластового давления.

Если на месторождении возможно применение как термических, так и химических методов, первые из них предпочтительнее вследствие большей их изученности и, следовательно, меньшей степени связанного с их использованием риска. Действительно, лабораторные исследования и промысловые работы в промышленном масштабе как по нагнетанию в пласт теплоносителей, так и по внутрипластовому горению проводятся в течение многих лет. Эти работы определили методологический подход, позволяющий снизить степень риска при применении термических методов.

Изучение данных о месторождении

При использовании всех методов повышения нефтеотдачи пластов, в том числе и термических, требуется детальное изучение месторождения. Необходимо иметь его геологическое описание, знать его минералогию, петрофизику, нефтенасыщенность, а также геохимические условия залегания пород, жидкостей и газов при определенных давлении и температуре.

Методики исследований, измерений и обработки результатов, необходимых для построения модели месторождения, идентичны для всех способов добычи нефти и хорошо разработаны. Следует особо подчеркнуть важность изучения исходного распределения нефтенасыщенности. От этого зависит схема возможной расстановки новых скважин, а иногда программа нагнетания и добычи. Однако это распределение трудно поддается изучению, если метод повышения нефтеотдачи применяется после истощения месторождения и воздействия на него заводнением.

Взаимодействие пластовой системы и нагнетаемых агентов

Большое значение при использовании термических методов имеет состав внутрипластовых компонентов и нагнетаемых теплоносителей (минералогия породы, состав нефти и воды), так как изменение в пласте термодинамических условий может повлечь за собой геохимические изменения, а также изменения свойств минеральных и органических веществ.

Помимо процессов крекинга и горения, которые могут интенсифицироваться в присутствии катализаторов, входящих в состав коллектора и нефти, процессов испарения и конденсации воды и легких углеводородов, а также набухания некоторых глин в присутствии воды малой солености, возможны изменения состава в одной и той же фазе, а также реакции между некоторыми компонентами различных фаз. Эти реакции способны привести к изменению состава извлекаемых на поверхность газа, нефти, воды, а также к загрязнению окружающей среды в результате образования токсичных соединений, попадающих в атмосферу и воду, используемую для бытовых нужд. Эти реакции могут также вызывать закупоривание пористой среды и приводить к созданию различных по свойствам пропластков вследствие необратимых изменений в минералогическом составе коллектора.

Кроме того, известно, что при повышении определенного температурного уровня в атмосфере инертных газов некоторые минералы, в том числе пирит и такие карбонатные породы, как сидерит и магнезит, а также доломит, подвержены разложению. Это необходимо учитывать при рассмотрении процессов, протекающих в коллекторе. Следует сопоставить также результаты, полученные в замкнутой системе (бомбе) и открытой (например, в трубке). В первом случае степень разложения снижается при росте давления, во втором происходит постоянное смещение состояния равновесия, приводящее к увеличению степени разложения. При обработке пласта газом, содержащим водяной пар, разложение протекает при более низкой температуре, чем в атмосфере инертных газов. Так, полное разложение сидерита с выделением CO2 происходит при 200°С, а пирита (с получением H2S, FeO и даже Н2 )- при 275°С.