Термические методы интенсификации

Пар для теплового  прогрева скважин получают от передвижных паровых установок (ППУ),   парогенераторных установок (ПГУ), монтируемых на шасси автомобиля высокой проходимости. Также применяют мощные автоматизированные передвижные парогенераторные установки типа УПГ-9/120 с подачей пара до 9 т/ч и рабочим давлением до 12 МПа. Установки укомплектованы системой КИП и автоматики. Управление работой оборудования осуществляется из кабины оператора.

Парогенераторную установку (одну или несколько) соединяют трубопроводами высокого давления с устьем скважины. Пар из парогенератора своим давлением  вытесняет нефть из НКТ и поступает в пласт. После закачки пара (не менее 1000 т) устье скважины герметизируют на 2—5 суток для передачи тепла в глубь пласта. Затем извлекают НКТ, спускают насосное оборудование и скважину вводят в эксплуатацию.

Метод направлен на снижение вязкости нефти при ее нагреве. Кроме  того, важную роль при вытеснении нефти  из пористой среды играет дистилляция  легких фракций нефти в газовую  фазу. Эффективность способа зависит, в первую очередь, от свойств пластовой нефти. Считается, что метод целесообразно применять в пластах с вязкостью нефти более 50 мПа·с. Сильная неоднородность, трещиноватость, а также набухание глин пласта, как результат взаимодействия с дистиллятом пара, — основные факторы, ограничивающие область применения способа. Эффективность способа снижается с уменьшением пористости и проницаемости пласта. Результаты исследований показывают, что нижний предел пористости до использования метода составляет 18—20%, проницаемости — около 0,1 мкм. Увеличение толщины пласта положительно сказывается на повышении эффективности метода. Однако при толщине пласта свыше 20 м начинают проявляться гравитационные силы, что приводит к некоторому снижению эффективности. На эффективность метода существенное влияние оказывают теплопотери при закачке  пара с поверхности. С ростом глубины скважины теплопотери в среду, окружающую ствол скважины, возрастают, поэтому применение способа ограничивается глубиной скважин в 1000 –1200 м.

4.2. Прогрев  пласта горячей водой.

Наряду с использованием пара, находит  применение метод нагрева пласта с горячей водой [1,3]. Метод закачки теплоносителя в пласт предусматривает либо непрерывное нагнетание горячей воды (пара), либо проталкивание их холодной водой. При прогреве пласта теплоносителем снижается вязкость, увеличивается объемный коэффициент нефти, и испаряются её легкие фракции. Степень вытеснения нефти горячим теплоносителем для высоковязких нефтей значительно выше, чем при вытеснении холодной водой (80— 90% против 20—40%). Кроме того, при прогреве слабо проницаемых включений пласта увеличивается охват его вытеснением.

Переход от закачки теплоносителя  к закачке холодной воды обеспечивает ускоренную продавку горячей оторочки воды, за счет чего достигается меньший  удельный расход теплоносителя.

 Применение теплоносителя ограничивается вязкостью пластовой нефти, глубиной залегания пласта (до 500—700 м) и толщиной его (10—15 м и более).

 В связи с затруднениями прогрева пласта теплоносителями расстояния между нагнетательными и эксплуатационными скважинами обычно ограничиваются 100 м.

С технологической точки  зрения в качестве теплоносителя  целесообразно применение перегретого  сухого водяного пара (при температурах 300°С и выше), но по соображениям экономики  предпочтительнее использовать горячую воду (при температурах около 200°С). Закачка теплоносителя считается обязательной при внутриконтурном заводнении залежей с высокопарафинстой нефтью, характеризующейся температурой начала кристаллизации парафина, близкой к начальной пластовой.

Закачка пара горячей  воды наиболее эффективна на залежах  высоковязкой нефти при небольших  глубинах скважин (до 300 м) и сравнительно плотных сетках пробуренных скважин (до 100 м).

Предохранение скважины от осаждения в ней предельных углеводородов достигается установкой в стволе системы электронагревателей или же циркуляцией вдоль скважины нагретых теплоносителей.

4.3. Использование электрической энергии для нагрева пласта.

Термическую обработку  скважин на месторождениях тяжелой  нефти осуществляли подведением электрического тока непосредственно к призабойной зоне, при этом электроизолированная труба используется в качестве проводника, подводящего ток к нефтеносному пласту. Электрическая проводимость пласта, зависящая от присутствия электролитов в пластовой воде, обычно достаточна для протекания в нем электрического тока с выделением тепловой энергии. Электрическая цепь замыкается электродом, устанавливаемым на поверхности земли на некотором удалении от скважины, в призабойную зону которой подается

электроэнергия [2].

4.4. Электротепловая обработка скважин.

Электротепловая обработка скважин [2,3] осуществляется при помощи электронагревателей, спускаемых в скважину на кабеле-тросе. Скважинный электронагреватель состоит из трех основных узлов: головки, клеммной полости, трубчатых электронагревательных элементов (ТЭН). Головка соединяется болтами с гидрофланцем.

Наружный диаметр электронагревателя составляет 112 мм, длина —        3700 мм, масса — 60 кг. Максимальная мощность электронагревателя равна        25 кВт, напряжение питания нагревателя — 380 В. В нагревателе имеются два термореле, служащих для автоматического поддержания забойной температуры в заданных пределах (100— 125°С). При спуске и подъеме электронагревателей используют самоходные установки для электронагрева СУЭПС-1200 и  
1УЭС-1500, размещенные на шасси автомобиля. Прогрев призабойной зоны пласта обычно проводится в течение 5—7 суток, радиус повышенного температурного поля достигает при этом 1—1,2 м.

  Электронагреватели (ТЭН) изготовляют в поднасосном и неподнасосном 
вариантах. ТЭН поднасосного варианта осуществляют стационарный электропрогрев призабойной зоны пласта одновременно с эксплуатацией скважины.

ТЭН неподнасосного варианта после прогрева призабойной зоны поднимается на поверхность, а скважину оборудуют снова насосной установкой и пускают в эксплуатацию (циклический электропрогрев). Метод применяется обычно на месторождениях с маловязкими нефтями.

 

 

4.5. Комплексное воздействие на призабойную зону пласта.

Одно из прогрессивных  направлений совершенствования технологий воздействия на призабойную зону пласта — комплексное их сочетание по механизму действия в одном технологическом приеме. К ним относятся термокислотные обработки, внутрипластовые термохимические обработки, термогазохимическое воздействие [2].

Для скважин, в призабойной  зоне пласта которых имеются отложения  смол, парафинов и асфальтенов, ухудшающих контакт кислоты с поверхностью поровых каналов, применяют термокислотные или термохимические обработки.

1.Термокислотная обработка — это воздействие на призабойную зону пласта горячей кислотой, нагретой за счет теплового эффекта экзотермической реакции металлического магния с солянокислотным раствором

Мg+2НCl+Н₂0=МgСl₂+Н₂0+Н₂+ 470 кДж.

Для проведения термокислотной обработки применяют специальные реакционные наконечники (термореакторы), представляющие собой перфорированную трубу, в которую загружают магний в виде стружек или стержней и брусков.

В зависимости от диаметра и длины термореактора, в него загружают 40—100 кг магния, спускают в предварительно промытую скважину, устанавливают против обрабатываемого интервала пласта и прокачивают через него расчетный объем солянокислотного раствора.

Проведение термокислотной обработки с использованием термореактора  сопровождается значительными теплопотерями на прогрев реактора, насосно-компрессорных труб, ствола скважины; высокой коррозионной активностью горячего раствора соляной кислоты.

2. Внутрипластовая термохимическая обработка [2,3] комплексно сочетает в себе элементы гидравлического разрыва пласта, солянокислотной и тепловой обработок. Сущность обработки состоит в том, что по технологии гидравлического разрыва в пласте создаются трещины, которые заполняются гранулами магния или их смесью с песком с последующим растворением магния солянокислотным раствором. Гранулированный магний, применяемый при внутрипластовой термохимической обработке, выпускается металлургической промышленностью с диаметром гранул 0,5 – 1,6 мм. Технология внутрипластовой термохимической обработки включает следующие операции: промывку скважины; спуск и установку пакера с якорем и хвостовиком (возможность проведения обработки без пакера определяется состоянием эксплуатационной колонны); обвязку устья скважины с подключением кислотного агрегата и опрессовку нагнетательных линий; закачку жидкости разрыва и осуществление разрыва пласта (раскрытия трещин); закачку смеси песка и гранулированного магния и их продавку в трещины пласта, закачку расчетного объема солянокислотного раствора, продавку солянокислотного раствора в пласт; демонтаж наземного оборудования и освоение скважины известными методами сразу после обработки. Требования к рабочим жидкостям предъявляются те же, что и при гидравлическом разрыве пласта, но жидкость-носитель должна быть химически нейтральной по отношению к гранулам магния.

При проведении внутрипластовой  термохимической обработки применяют  такие же оборудование и технику, что и при гидравлическом разрыве пласта.

Эффективность обработки  достигается комплексным (механическим, тепловым и химическим) воздействием на продуктивные породы:

– гидравлический разрыв пласта и увеличение проницаемости трещин за счет удаления растворимой добавки (гранул магния) из закрепляющего трещину материала;

– тепловая     обработка     посредством    экзотермического     растворения     магния, расплавления и удаления агрегатных структур, образованных асфальтосмолистыми и парафиновыми отложениями;

– активное воздействие солянокислотного раствора, нагретого внутри пласта, на породы, освобожденные от парафиновых отложений.

3. Термогазохимическое воздействие на призабойную зону пласта заключается в сжигании на забое скважин порохового заряда, спускаемого на электрокабеле [2]. Время сгорания регулируется и может длиться от нескольких минут до долей секунды. Интенсивность процесса изменяется также в зависимости от массы сжигаемого заряда (от 20 до 500 кг).

При быстром сгорании порохового заряда (0,01—1 с) на локальном  участке в приствольной зоне пласта создается высокое давление (100—250 МПа). При этом в породе возникают аномальные напряжения, приводящие к необратимым деформациям и осуществляется механическое воздействие на пласт, приводящее к образованию в нем новых трещин и расширению существующих под давлением пороховых газов. Обработки проводятся обычно без пакера.

При увеличении времени  сгорания (медленном горении) создаваемое  давление уменьшается, но увеличивается  время воздействия на призабойную  зону пласта высокой температуры (до 350 °С) и продуктов горения. Нагретые пороховые газы проникают по порам и трещинам в глубь пласта, расплавляют смолы, парафины и асфальтены, осуществляя тепловую обработку.

Таким образом при  термогазохимическом воздействии  призабойная зона пласта подвергается комплексной механической, тепловой и химической обработке с растворителем.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5. Сравнение методов нагнетания пара и внутрипластового горения.

 1. Энергетический баланс [3].

При обычных соотношениях воздух—нефть для внутрипластового горения (от 500 до 3500 нм³/м³) и нефть–пар для вытеснения нефти паром (от 0,15 до 40 м³/т) эффективность внутрипластового горения явно превосходит эффективность непрерывного вытеснения нефти водяным паром. Это является прямым следствием того, что при внутрипластовом горении тепловая энергия выделяется в непосредственной близости от зоны, из которой требуется вытеснить нефть, что приводит к уменьшению тепловых потерь в окружающие области. Кроме того, теплообмен ограничивает распространение метода вытеснения нефти паром (к ограничениям относятся требования близости расположения скважин, достаточной толщины пласта и незначительности глубины его залегания).

В то же время при нагнетании пара не вся нефть вытесняется из обрабатываемой зоны и остаточная нефтенасыщенность  в ней обычно составляет от 5 до 15%. Это небольшое количество нефти (более тяжелой, чем первичная, вследствие частичного испарения легких фракций) затем уже невозможно извлечь (во всяком случае это экономически не оправдано). При внутрипластовом горении в процессе распространения фронта происходит полное сгорание кокса, обычно образующегося из тяжелых нефтяных фракций.

Другими словами, количество нефти, которое трудно извлечь из пласта после обработки его водяным паром, и количество нефти, сгорающей при внутрипластовом горении, близки по величинам.

Исходя из сказанного, можно утверждать, что общий энергетический баланс указывает на предпочтительность использования метода внутрипластового горения. Однако развитие новых технологий производства пара и, в частности, создание оборудования, работающего на дешевых видах топлива, дает новый импульс дальнейшему развитию метода нагнетания в пласт водяного пара.

2. Проблемы реализации [1,3].

Метод нагнетания в пласт  пара более гибок, чем внутрипластовое  горение. Например, возможность осуществления вначале циклического нагнетания пара позволяет быстро получать информацию о реакции пластовой системы на его поступление и изменять объем нагнетания. Циклическое нагнетание может быть использовано в одной из областей пласта перед переходом к непрерывной закачке для некоторого истощения залежей. Кроме того, циклическое нагнетание позволяет создать связи между скважинами в битуминозных отложениях, а также повысить продуктивность добывающих скважин в зоне, обрабатываемой горением. Внутрипластовое горение, используемое для обработки скважин, сложно в реализации и применяется для добычи нефти лишь на экспериментальном уровне и весьма редко.

Технология нагнетания пара при эксплуатации месторождений  в промышленных масштабах хорошо разработана. Однако существуют еще вопросы, требующие дальнейшего изучения. К ним относится, в частности, проблема измерений расхода пара и его сухости в каждой из нагнетательных скважин, если их много на разрабатываемом месторождении. Кроме того, необходимо разработать технику обеспечения изоляции насосно-компрессорных труб нагнетательных скважин и надежности высокотемпературных пакеров.

Бесспорно, реализация внутрипластового горения значительно сложнее, чем  вытеснения нефти паром. В частности, вследствие протекания химических реакций со свободным кислородом возникает необходимость принять соответствующие меры для исключения возможности возникновения неконтролируемых реакций в наземном оборудовании, в нагнетательных скважинах, особенно во время воспламенения, а также в добывающих, если содержание кислорода в исходящих газах возрастает вследствие прорыва фронта горения. Именно этим объясняется некоторая неуверенность, отмечавшаяся у многих специалистов, перед реальным и воображаемым риском, связанным с внутрипластовым горением. Поэтому данная технология, начало освоения которой совпадает с началом распространения метода нагнетания в пласт водяного пара, до сегодняшнего дня применяется лишь в ограниченных масштабах. Однако все работы по внутрипластовому горению, проводимые в промышленных масштабах, указывают на интерес к данной технологии, в частности, для разработки пластов малой толщины. Она также предпочтительнее обработки паром при значительной глубине залегания пласта.