Форсированный отбор жидкости (ФОЖ)

Форсированный отбор жидкости заключается в поэтапном увеличении дебитов добывающих скважин. Сущность метода состоит в создании высоких градиентов давления путем увеличения депрессий, следовательно, уменьшения забойного давления на добывающих скважинах, увеличения давления нагнетания. При этом в неоднородных сильно обводненных пластах вовлекаются в разработку остаточные целики нефти, линзы, тупиковые и застойные зоны, низкопроницаемые пропластки [3].

Условия применимости метода:

1) обводненность продукции не менее 90-95% (начало завершающей стадии разработки);

2) высокие коэффициенты продуктивности скважин вначале эксплуатации;

3) при снижении забойного давления коллектор устойчив (не разрушается), давление нагнетания не должно превышать предел прочности породы;

4) обсадная колонна исправна, отсутствуют перетоки воды из других горизонтов;

5) пропускная способность системы сбора и подготовки продукции достаточна для применения ФОЖ.

Для применения метода рекомендуются предварительно собрать и проанализировать информацию об эксплуа­тации скважины, а именно: о дебитах жидкости и нефти, обводненности, забойных давлениях на добывающих и нагнетательных скважинах (следовательно, о коэффициентах продуктивности и приемистости), о составе солей в отбираемой воде (следовательно, о доле посторонней воды). Дебиты жидкости назначают по максимальному дебиту нефти каждой выбранной для применения метода скважины. При применении форсированного от­бора жидкости необходимо сравнить различные ва­рианты разработки нефтяных залежей с нефтью различной вязкости. Эти варианты различаются динамикой форсирования (увеличения) отбора жидкости при постоянном ра­циональном максимальном забойном давлении на­гнетательных скважин и рациональном минималь­ном забойном давлении добывающих скважин.

Технически форсированный отбор осуществляется применением электронасосов с большей подачей, штанговыми насосами, работающими с полной нагрузкой.

Для увеличения профилей притока и приемистости перед применением ФОЖ проводят работы по изменению профилей приемистости (ВПП) на нагнетательных скважинах и профилей притока на добывающих, (параграф 8.6). Рекомендуется проводить кислотные обработки, ремонтно-изоляционные работы (РИР) по устранению перетоков жидкости из вышележащих пластов.

 

9.3. Циклическое заводнение

Основные критерии применения циклического заводнения следующие: 1) наличие слоисто-неднородных по проницаемости или трещиновато-пористых гидрофильных коллекторов;

2) большая остаточная нефтенасыщенности низкопроницаемых пропластков; 3) технико-технологическая возможность создания высокой амплитуды колебания давления (расходов), которая может достигать 0,5-0,7 от среднего перепада давления между нагнетательными и добывающими скважинами (среднего расхода).

Циклическое заводнение применяется для пластов, соответствующих модели Каземи, глава 4, параграф 4.2.3. Слоистый коллектор состоит по крайней мере из двух пропластков: высокопроницаемого (ВП) и низкопроницаемого (НП). Между ВП и НП существует гидродинамическая связь. Цикл делится на два полуцикла. В первом полуцикле при нагнетании вытесняющей жидкости происходит переток части воды из ВП в НП. Другая часть воды фильтруется по ВП в направлении добывающей скважины, при этом происходит вытеснение нефти водой из ВП. На рисунке 9.2. изображена схема действия первого полуцикла. Во втором полуцикле при снижении давления на нагнетательной скважине или прекращении закачки давление в высокопроницаемом прослое падает и становится ниже давления в НП. Поскольку нефть обладает большей сжимаемостью чем вода, а также в силу гидрофильности коллектора вода удерживается в НП капиллярными силами, а нефть из НП перетекает в ВП. При первом полуцикле второго цикла снова начинает работать нагнетательная скважина, давление в пласте увеличивается, происходит вытеснение нефти поступившей в ВП из НП забоям добывающих скважин.

V

Рис.9.2. Схема вытеснения нефти водой. Первый полуцикл.

R – Расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами; h₁ – толщина ВП; h₁,h₂ – толщины ВП и НП, V - скорость перетока из ВП в НП, r – координата, q_в – расход воды, q – дебит жидкости.

Пусть Р₀ - пластовое давление в низкопроницаемом пропластке; Р_н – давление на забое нагнетательной скважины; Р₁(r,t) – текущее давление в ВП; r – координата; t – время.

Во время первого полуцикла выполняется соотношение [21].

(9.1)

Скорость перетока из ВП в НП определяется

для t<=t₂ (9.2)

для t>t₂, (9.3)

где - время достижения кровли пласта; - коэффициент пьезопроводности НП.

Для каждого фиксированного r скорость перетока V изменяется сначала по (9.2), затем при достижении верхней границы пласта h₂ выполняется соотношение (9.3) и скорость перетока затухает. Параметры λ₁ , λ₂ – характеристики НП.

(9.4)

Где - коэффициент гидропроводности НП; к₂ – проницаемость НП; - динамическая вязкость воды. Здесь не учитываются изменения пористости от давления и скорости перетока от насыщенностей.

В течение первого полуцикла в низкопроницаемой части пласта будет

увеличиваться водонасыщенность и убывать нефтенасыщенность. Во втором полуцикле давление в высокопроницаемой части пласта падает, нефть из НП будет вытесняться водой в ВП. Объем вытесняемой нефти будет меньше чем объем вторгнувшейся в НП воды. В последующих циклах объем нефти, поступающей из НП в ВП, будет уменьшаться. При циклическом заводнении

каждая из добывающих и нагнетательных скважин работает в режиме периодического изменения давления (отбора, расхода). Для обеспечения более равномерной нагрузки на оборудование залежь следует разбить на отдельные блоки со смещением полупериодов закачки и отбора.

Если по данным интерпретации ГИС коллектор, представлен несколькими прослоями, пропластками разной проницаемости, то для описания физических процессов можно воспользоваться моделью слоистого пласта или моделью Серра, параграф 4.2.3.

 

9.4. Комбинированное нестационарное заводнение

Рассмотренные технологии: изменения направления фильтрационных

потоков, циклическое заводнение, ФОЖ являются нестационарными физическими процессами. Давления, градиенты давления зависят от времени. Изменения направления фильтрационных потоков иногда путают с циклическим заводнением, поскольку прекращение закачки в одни скважины, ввод в работу других происходит через равные промежутки времени. Существенное отличие от циклического заводнения заключается в том, что прекращение работы одной группы нагнетательных скважин вовлечение работу других приводит к изменению градиентов давления по направлению и по времени. Причем такие изменения происходят на определенной площади эксплуатационного участка, увеличивают коэффициент охвата пласта заводнением за счет дренирования линз, участков пласта неохваченных разработкой. Применение циклического заводнения основано на существовании гидродинамической связи между пропластками разной проницаемости. Извлечение нефти из низкопроницаемого пласта, переток нефти во втором полуцикле из НП в ВП коэффициент охвата пласта формально не увеличивает. Но позволяет вовлечь в разработку низкопроницаемые разности эффективной толщины вскрытого интервала. Следовательно, увеличивается коэффициент охвата по толщине. Со временем количество перетекающей нефти из НП в ВП уменьшается и коэффициент охвата также уменьшается.

К комбинированному нестационарному заводнению следует отнести применения технологии изменения направления фильтрационных потоков при наличии гидродинамической связи между прослоями разной проницаемости, то-есть возможности совместного осуществления двух технологий: изменения направления фильтрационных потоков и циклического заводнения. В этом случае коэффициент охвата пласта заводнением увеличивается как за счет увеличения площади дренирования, так и за счет притока нефти из низкопроницаемых прослоев. Поскольку приток флюида увеличивается, то требуется замена насосного оборудования на более производительное, которое подбирается в соответствие с возросшим коэффициентом продуктивности скважин. Но замена ЭЦН с большей подачей в данном случае не является методом ФОЖ, поскольку обводненность не приближается к критической, и эксплуатационный объект находится на второй – третьей стадии разработки.

Комбинированное нестационарное заводнение возможно только в гидродинамически связанных пропластках.

 

ГЛАВА 10. ГАЗОВЫЕ И ВОДОГАЗОВЫЕ МУН

 

10.1. Вытеснение нефти из пласта двуокисью углерода (СО₂).

Для вытеснения нефти из пласта можно использовать углекислый газ СО_2., который при температуре 300-310 К⁰ и давлении свыше 10МПа смешивается с нефтью. Однако смолы и асфальтены, содержащиеся в нефти, слабо растворяются в СО₂ и могут выпасть в осадок. Критические значения СО₂ Р=7,38МПа,Т=305К^о. Для полной растворимости СО₂ следует повышать температуру и давление выше критических значений, например Р=30МПа,Т=360К^о [3,20] .

Двуокись углерода закачивают в нагнетательные скважины в газообразном или жидком состоянии в виде оторочки, затем закачивают воду. Растворяясь в нефти углекислый газ, уменьшает ее вязкость, снижает поверхностное натяжение на границе нефть-вода. Это приводит к увеличению объема нефти и коэффициента сжимаемости, сопровождается ростом насыщенности порового пространства углеводородами, что ведет к увеличению фазовой проницаемости по нефти.

Другой способ применения СО₂ заключается в следующем. В пласт закачивают воду с растворенным в ней углекислым газом (карбонизированная вода), Вследствие большего химического «родства» нефти и СО₂ при контакте с карбонизированной водой нефти молекулы СО₂ диффундируют, разрыхляют пленки тяжелой нефти на поверхности зерен породы, делают эти пленки подвижными, что приводит к увеличению количества извлекаемой нефти.

Из рассмотренных технологий вытеснение оторочки СО₂ проталкиваемой водой имеет преимущество, т.к. позволяет извлечь большее количество нефти из пласта, поскольку рассчитывать только на отрыв пленок тяжелой нефти от зерен породы ненадежно, такие пленки могут составлять очень незначительную долю остаточной нефти.

Для применения этого метода надо иметь достаточное количество дешевого СО₂ для обеспечения рентабельной добычи.

 

10.2. Вытеснение нефти углеводородными газами

В настоящее большое внимание уделяется утилизации попутного нефтяного газа. Одним из способов использования попутного газа является применение его в качестве реагента закачиваемого в нагнетательные скважины с целью увеличения коэффициента вытеснения нефти.

Для увеличения нефтеотдачи применяются: углеводородный сухой газ, газ высокого давления, обогащенный газ и газоводянная (водогазовая) смесь. При использовании сжиженных углеводородных газов и других жидких углеводородных растворителей в качестве вытесняющего агента, возникает другая проблема извлечения из пласта оставшегося там растворителя, цена которого может значительно превышает стоимость нефти.

Вытеснение нефти реагентом может быть несмешивающимся или смешивающимся (без существования границы раздела фаз). Смесимость газа с нефтью в пластовых условиях достигается только в случае легких нефтей (плотность дегазированной нефти менее 800кг/м³). Давление нагнетания сухого углеводородного газа 25МПа и более, давление обогащенного газа 15-20МПа.

При смешивании (растворении) газа с нефтью вязкость нефти уменьшается, увеличивается подвижность нефти, дебиты (см. Приложение 1, формула Дюпюи), и в конечном счете, нефтеотдача.

Основные критерии эффективности процесса закачки углеводородного газа следующие [3]:

1) Углы падения пластов: при углах падения более 15⁰ закачивают газ в сводовую часть залежи; при меньших углах – площадная закачка (в пологих структурах затруднено гравитационное разделение газа и нефти).

2) Глубина залегания пласта: при малых глубинах и больших давлениях нагнетания возможен прорыв газа в вышележащие пласты; при больших глубинах залегания требуются высокие давления нагнетания, что не всегда технически осуществимо и экономически целесообразно;

3) однородность пласта по проницаемости и невысокая вязкость нефти, при разных проницаемостях прослоев может произойти прорыв газа в добывающие скважин;

4) гидродинамическая замкнутость залежи, что исключает утечки закачиваемого газа.

Приемистость скважин устанавливается опытным путем, либо по формуле дебита газовой скважины, умножая расчетное значение на опытный коэффициент. Для поддержания давления на существующем уровне общий расход нагнетаемого газа должен равняться сумме дебитов нефти, воды и газа, приведенных к пластовым условиям. Забойное давление вычисляется с учетом потерь давления на трение и давление столба газа. Обычно давление нагнетания на 15-20% выше пластового давления.

Для слоистого пласта, состоящего из прослоев разной проницаемости, возможны преждевременные прорывы газа по высокопроницаемым пропласткам, что резко снижает эффективность вытеснения. Прорывы газа определяют посредством контроля газового фактора и изменения химического состава газа. Для предупреждения прорыва газа уменьшают отбор жидкости из скважин, вплоть до остановки их, снижают объем закачиваемого газа, вместе с газом закачивают жидкость.

 

10.3. Водогазовое циклическое воздействие

Технология циклического водогазового воздействия заключается в том, что в пласт поочередно оторочками или одновременно в смеси нагнетается газ и вода в одну и ту же или отдельные нагнетательные скважины [3].

Физически механизм вытеснения нефти заключается в следующем. Вода, заполняет мелкие поры и сужения поровых каналов, тем самым увеличивает коэффициент охвата пласта. Газ, закачиваемый в пласт, в силу большей подвижности занимает крупные поры и верхнюю часть пласта, частично растворяется в нефти, увеличивает ее подвижность, тем самым коэффициент вытеснения. Таким образом, газ увеличивает один из сомножителей коэффициента извлечения нефти, а вода - другой.

Эти особенности воды и газа привели к выводу о целесообразности совмещения их достоинств с целью уменьшения недостатков и к применению периодического, циклического нагнетания водогазовой смеси. Оптимальное соотношение объемов нагнетания воды и газа при таком воздействии должно быть пропорционально отношению объемов мелких пор (ниже среднего размера) и крупных пор (выше среднего размера) в коллекторе (спорно). В этом случае можно рассчитывать на достижение максимального эффекта от совместного нагнетания воды и газа, т.е. вытеснение водогазовой смесью. Фазовая проницаемость зависит только от смачивающей фазы (воды), свободный газ обеспечивает вытеснение нефти. Поочередное вытеснение нефти газом и водой способствует увеличению коэффициентов вытеснения нефти и охвата пластов в виду снижения относительной проницаемости высокопроницаемых пропластков, заполненных водогазовой смесью. Совместное вытеснение нефти из неоднородных пластов водой и газом более эффективно для конечной нефтеотдачи, чем при раздельном вытеснении нефти только водой или газом. При выборе оптимального режима эксплуатации нефтеотдачу пластов можно увеличить на 7-15% по сравнению с обычным заводнением. Основным условием оптимальности процесса водогазового воздействия является обеспечение равномерного распределения нагнетаемого газа по заводненному объему залежи, при котором происходит одновременный прорыв газа и воды в добывающие скважины. Продолжительность циклов по закачке каждого агента составляет 10-30сут.

Недостатки водогазового циклического воздействия: приемистость нагнетательной скважины для каждого рабочего агента снижается после первого цикла: для газа в 8-10 раз, для воды в 4-5 раз вследствие снижения фазовой проницаемости ПЗП.

В зависимости от строения и неоднородности пласта гравитационное разделение воды и нефти может снизить эффективность применения технологии на 10-20%.

Проводимые лабораторные исследования показывают, что эффект от изменения соотношения пропорций закачиваемых воды и газа незначителен. Размеры образцов небольшие, практически однородны, и, следовательно, в лабораторных условиях создать среду, близкую к реальному пласту, практически невозможно. Остается два выхода: компьютерное моделирование, или промысловые экспериментальные работы при условии хороших знаний о геологическом и физическом строении пласта.

ГЛАВА 11. ТЕПЛОВЫЕ, ТЕРМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ.

 

К одним из интересных методов повышения нефтеотдачи относятся тепловые методы. В литературе для описания таких воздействий на пласт используются два термина: тепловые или термические методы. В дальнейшем будем использовать оба термина.

Тепловые методы подразделяются на теплофизические: закачка горячей воды, пара, закачка горячей воды, содержащей химические реагенты, пароциклические обработки скважин; и термохимические: внутрипластовое горение. Горячая вода, пар называются теплоносителями. Тепловые методы применяются для залежей: содержащих высоковязкие нефти; для пластов с пластовой температурой, близкой к температуре насыщения нефти парафинами; для залежей битуминозных глин. Краткие сведения классификации нефтей приведены в приложении 3.

 

11.1. Физические процессы, происходящие при вытеснении нефти теплоносителями.

Начальное значение пластовой температуры и ее распределение в залежи определяется геотермическими условиями, в которых находится месторождение. Обычно пластовая температура соответствует геотермическому градиенту. В процессе разработки месторождения пластовая температура может изменяться, Так закачиваемая в пласт вода имеет другую температуру. В пласте происходят процессы, связанные с выделением или поглощением тепла. Изменение температуры будет происходить за счет гидравлического сопротивления фильтрующихся флюидов, за счет эффекта Джоуля-Томсона.

Распределение пластовой температуры и ее изменение называется температурным режимом. Изменение температурного режима происходит в основном за счет теплопроводности и конвекции (у теплых флюидов плотность меньше, они оказываются легче) [7,22].

Особенность применения тепловых методов состоит в том, что наряду с гидродинамическим вытеснением нефти повышается температура в залежи. Образуется дополнительный тепловой фронт вытеснения нефти горячей водой. Причем гидродинамический фронт вытеснения опережает тепловой фронт вытеснения, поскольку передача тепла от теплоносителя для разогрева вязкой нефти происходит не сразу, запаздывает, рисунок 11.1.

 

Рис.11.1. Схема вытеснения нефти горячей водой. 1 – зона вытеснения холодной нефти водой, 2 – зона вытеснения разогретой нефти горячей водой, ρ_в(t) - радиус гидродинамического фронта вытеснения, ρ_t(t) – радиус теплового фронта вытеснения.

Повышение температуры нефти, воды и породы приводит к снижению вязкости нефти, изменению отношения подвижностей нефти и воды, к изменению относительных проницаемостей, остаточной нефтенасыщенности, к испарению легких фракций, происходит тепловое расширение коллектора (изменяется пористость, объем заполняющих его флюидов, т.е. насыщенность).

 

 

11.2. Вытеснение нефти из пласта горячей водой и паром

Горячую воду и пар, иначе теплоносители, 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. Недостаток использования поверхностных парогенераторов – большие потери теплоты (температуры) в поверхностных коммуникациях и в стволе скважины. При движении теплоносителя по пласту происходят потери теплоты через кровлю и подошву пласта. Для уменьшения теплопотерь выбирают пласты толщиной более 6м, применяют площадные сетки скважин с расстоянием до 100-200м между нагнетательными и добывающими скважинами. Интервал перфорации выбирают в средней части пласта, изолируют трубы, парогенератор максимально приближают к скважинам.

При закачке пара в пласт в зависимости от термодинамических условий он может перейти в горячую воду. Поэтому при проектировании и осуществлении закачки в пласт горячей воды и пара, необходимо знать в каком термодинамическом состоянии находится вода: жидком, в виде пара или смеси воды и пара [7], что определяется с помощью P-T диаграммы (рис.11.2).

Критическая точка- точка росы С - соответствует состоянию воды, в котором физические свойства жидкой и газовой фаз совпадают. Для воды Р_кр=22,12МПа, Т_кр= 647,3⁰ К (374,12⁰ С), плотность . Если давление и температура соответствуют точке нахождения на линии насыщения ОС, то вода пребывает одновременно в жидком и парообразном состоянии, пар называется насыщенным, над линией насыщения ОС вода находится в жидком состоянии, ниже линии ОС в виде перегретого пара.

Рис.11.2. Диаграмма P-T давление - температура воды, С - критическая точка

В атмосферных условиях вода и нефть нерастворимы. В 1960 году лабораторными исследованиями Э.Б. Чекалюк установил, что растворимость нефти в воде достигается при температуре 320-340⁰ С и давлениях 16-22МПа. То – есть для термобарических условиях близких к критическим. При снижении температуры водонефтяного раствора до 18-20⁰С нефть полностью выделяется из воды. Если плотность воды в нормальных условиях 1000 – 1020кг/м³, то с ростом температуры плотность падает и при давлении близкому к критическому происходит полное смешивание воды и нефти, граница раздела фаз размывается.

Насыщенный пар как терморастворитель нефти действует в интервале температур 100-370⁰ С и давлений от атмосферного до 22МПа. Коэффициент охвата пласта горячей водой, выше, чем для пара. Пар как маловязкий рабочий агент обычно движется у кровли пласта, коэффициент охвата по толщине не превышает 0,4, по площади составляет 0,5-0,9. В результате КИН 0,3-0,35.

По данным Ю.П. Желтова при вытеснении нефти горячей водой для дополнительного извлечения 4000м³ нефти требуется сжечь из этого количества 1770м³ нефти. Под условным сжиганием нефти понимают расход эквивалентного количества энергии на нагрев воды [7].

 

11.3. Метод тепловых оторочек

По этой технологии вместо непрерывной закачки теплоносителя после проникновения его в пласт через определенное время закачивают воду при пластовой температуре. В пласте создается нагретая область (тепловая оторочка), которая перемещается от нагнетательной скважины к добывающим скважинам под воздействием закачки в пласт холодной воды.

В этом случае при вытеснении нефти тепловой оторочкой в пласте образуются три фронта вытеснения: 1- гидродинамический - вытеснение не разогретой холодной нефти водой; 2- тепловой фронт - вытеснение разогретой нефти пониженной вязкости горячей водой; 3 - фронт вытеснения горячей нефти холодной водой. Причем 3-й фронт вытеснения горячей нефти холодной водой будет отставать от двух предыдущих. Тепло горячей нефти будет отдаваться холодной воде, то – есть, будет происходить обратный процесс теплопередачи в направлении нагнетательной скважины. Вязкость вытесняемой нефти будет возрастать, коэффициент подвижности уменьшаться. В пласте останутся не извлеченные запасы нефти.

Применение закачки тепловых оторочек снижает нефтеотдачу по сравнению с непрерывной закачкой теплоносителя, но на подготовку пара или горячей воды тратится значительно меньше энергии.

Для выбора оптимальных размеров тепловых оторочек разработаны специальные методики, учитывающие различные геолого-физические условия залегания пластов, темпов нагнетания в пласт оторочек теплоносителя, их параметров и прогнозирования технологических показателей разработки.

 

11.4. Комбинированные технологии увеличения нефтеотдачи в залежах с высоковязкими нефтями.

Как было сказано выше применение закачки теплоносителей в пласт связано с большими затратами энергии, а значит увеличивает себестоимость продукции. Профессором Кудиновым В. И. и его сотрудниками разработаны и внедрены в ПО «Удмуртнефтегаз» усовершенствованные способы теплового воздействия с изменением временных циклов и с применением химических реагентов для увеличения нефтеотдачи в сложнопостроенных коллекторах [23,24].

Технология импульсно – дозированного теплового воздействия (ИДТВ) заключается в циклической переменной закачке в пласт теплоносителя и холодной воды в определенных пропорциях. В пласте создается эффективная температура Т_эф - это предельная температура выше, которой вязкость нефти уменьшается незначительно (Приложение 3). Нагревать пласт выше этой температуры не приводит к увеличению нефтеотдачи. Преимущество ИДТВ заключается в ограничении закачиваемого пласт теплоносителя до эффективной температуры. Применяется для трещиновато – пористых коллекторов (модель Уоренна - Рута). При многократном повторении циклов закачки пар – холодная вода пар проникает в пористые блоки и после конденсации вытесняет разогретую нефть в трещины.

Модификацией метода ИДТВ является применение данной технологии с паузами перед закачкой холодной воды. Паузы позволяют обеспечить дополнительный приток нефти из блоков в трещины. Во многом схожа с пароциклической обработкой добывающих скважин. Но закачка осуществляется в нагнетательные скважины.

Для площадных систем заводнения В. И. Кудиновым предлагается теплоциклическое воздействие на пласт. В этом случае кроме центральной нагнетательной скважин для закачки теплоносителя используются попеременно добывающие скважины, которые работают, то как добывающие скважины, то как нагнетательные. Тем самым увеличивается коэффициент охвата пласта воздействием площади эксплуатационного участка.

11.5. Термополимерное воздействие на пласт (ТПВ)

Технология ТПВ основывается на закачке в пласт нагретого до температуры 90-95⁰ С раствора ПАА концентрацией 0,05-0,1% [25]. Вязкость нагретого водного раствора полиакриламида составляет 1,5-2 мПас. Вязкость нефти в системе трещин снижается, часть горячего раствора, в основном горячая вода пропитывает блоки, улучшает гидрофильность породы, увеличивает подвижность нефти и тем самым ведет к ее вытеснению. То же происходит и в слоистых коллекторах (модели Каземи, Серра). При такой технологии осуществляются совокупность или одновременное физическое воздействие трех методов: гидродинамического, физико – химического и теплового. По мере продвижения по пласту водный раствор полимера остывает, вязкость его увеличивается, становится сопоставимой с вязкостью вытесняемой нефти. Коэффициент вытеснения увеличивается.

Модификацией рассмотренной технологии является циклическое внутрипластовое полимерно – термическое воздействие. В пласт закачиватся теплоноситель (горячая вода, пар), затем холодный водный раствор ПАА. Производится несколько циклов последовательной закачки теплоносителя и полиакриламида. Также как и в технологии ТПВ осуществляется одновременное физическое воздействие трех методов: гидродинамического, физико – химического и теплового. Отметим, что рассмотренные выше технологии применимы для трещиновато – пористых коллекторов, а также для пластов, состоящих из гидродинамически связанных прослоев разной проницаемости.

 

 

11.6. Пароциклическая обработка добывающих скважин

Пароциклическая обработка добывающих скважин относится к методам интенсификации притока (МИП). При пароциклических обработках в добывающую скважину в течение 15-20 суток закачивают пар в объеме 100-300т на 1м толщины пласта[3]. Затем закрывают скважину на 10-15 суток для перераспределения теплоты, противоточного капиллярного вытеснения нефти из низкопроницаемых пропластков (НП) в высокопроницаемый пропласток. Далее скважину эксплуатируют до достижения предельного рентабельного дебита в течение 2-3 месяцев.

Физическая сущность процесса заключается в следующем: пар разжижает высоковязкую нефть, увеличивает коэффициент подвижности нефти. В зависимости от изменения температуры и давления пар переходит сначала в двухфазное состояние пар – вода, затем после конденсации, в горячую воду, которая вторгаясь в низкопроницаемые прослои, уменьшает вязкость находящееся там нефти. После остановки скважины, также как и при циклическом заводнении, вода начинает вытеснять нефть из НП в ВП. На третьем этапе цикла эксплуатации скважины – давление в ПЗП падает, отбор нефти увеличивается вследствие ее большей подвижности. Таким образом, цикл проведения технологии состоит из трех этапов. Полный цикл длится 3-5 месяцев. Обычно проводят 5-8 циклов за 3-4 года с увеличивающейся продолжительностью каждого цикла. Если пласт залегает неглубоко, то плотность сетки скважин должна быть не более 1-2га/скв. На 1т закаченного пара в среднем за все циклы добывают 1,5-2т нефти (при уменьшении от 10-15т до 0,5-1т).

Применяемое оборудование включает парогенератор, трубопроводы, компенсаторы температурных деформаций, устьевое и внутрискважинное оборудование.

При закачке теплоносителя могут возникнуть осложнения в эксплуатации скважин: вынос песка, образование эмульсий, преждевременный прорыв пара, нагревание обсадной колонны и добывающего оборудования. Для предупреждения осложнений проводят крепление ПЗП, ограничения отборов вплоть до остановки скважин.

 

11.7. Внутрипластовое горение

Внутрипластовое горение (ВПГ) основано на способности углеводородов (в данном случае нефти) вступать в химическую реакцию с кислородом. В результате горения в пласте выделяется большое количество тепла, повышается температура, изменяются физические свойства пластовых флюидов и породы. В отличие от других тепловых методов повышения нефтеотдачи ВПГ позволяет устранить технические проблемы и потери тепла, которые возникают при генерировании его на поверхности и доставке к пласту путем нагнетания в него теплоносителей [7].

Вызов горения осуществляется на забое скважины - зажигательницы. В нагнетательную скважину закачивается окислитель (обычно воздух) при одновременном разогреве призабойной зоны пласта с помощью забойного электронагревателя, газовой горелки, зажигательных химических смесей и т.п. Вследствие этого ускоряются экзотермические реакции окисления нефти, которые в конечном итоге приводят к созданию процесса горения в призабойной зоне пласта.

После инициирования горения непрерывное нагнетание воздуха обеспечивает как поддержание процесса внутрипластового горения, так и перемещение зоны горения по пласту. Ввиду малости размеров зоны горения по сравнению с расстояниями между скважинами зону горения называют фронтом горения. Когда воздух для поддержания горения подается в скважину-зажигательницу, то под давлением фронт горения перемещается в направлении от нагнетательной скважины к добывающей, т.е. в направлении движения нагнетаемого воздуха. Такой процесс горения называется прямоточным в отличие от противоточного, когда фронт горения движется в направлении от добывающей (скважины-зажигательницы) к нагнетательной, т.е. против движения нагнетаемого воздуха. Противоточное горение пока не получило заметного применения, и далее рассматривается только прямоточное горение.

В процессе горения наболее тяжелые фракции нефти, называемые коксом, сгорают. Остальная часть нефти нагревается, уменьшаются вязкость, плотность, увеличивается подвижность нефти. Более легкие фракции переходят в парообразную фазу и участвуют в вытеснении жидкой разогретой нефти. Для различных геолого-промысловых условиях концентрация кокса может составлять 10-40 кг на 1 м³ пласта. Этот важный параметр процесса горения рекомендуется определять экспериментальным путем в лабораторных условиях. Установлено, что с увеличением плотности и вязкости нефти концентрация кокса увеличивается, а при высоких значениях проницаемости породы - уменьшается. Считается, что при сгорании кокса выделяется тепло в количестве 29-42 МДж/кг.

Существуют три основных типа внутрипластового горения: сухое, влажное и сверхвлажное.

 

11.7.1. Сухое внутрипластовое горение

При сухом внутрипластовом горении для поддержания горения закачивается только воздух. Основная доля генерируемого в пласте тепла (80 % и более) остается в области позади фронта горения и постепенно рассеивается в окружающие пласт породы. Это тепло оказывает определенное положительное влияние на процесс вытеснения из не охваченных горением смежных частей пласта [3,7].

Установлено, что в случае поддержания внутрипластового горения путем нагнетания в пласт только газообразного окислителя (воздуха), потеря тепла с нагретой в результате горения породы происходит медленнее вследствие низкой теплоемкости потока воздуха, чем при нагревании породы перемещающимся фронтом горения. При перемещении фронта горения в качестве топлива расходуется часть нефти, остающаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой, испарившимися легкими фракциями нефти впереди фронта горения.

Расход воздуха на добычу нефти при сухом внутрипластовом горении, по результатам промысловых испытаний, изменяется в диапазоне 1000-3000 м³ (при нормальных условиях) на 1м³ нефти.

Переброска тепла в область впереди фронта горения приведет к приближению генерируемого в пласте тепла к зонам, где происходит вытеснение нефти из пласта. Такой перенос тепла связан с ускорением теплопереноса в пласте вследствие добавления воды к нагнетаемому воздуху.

 

11.7.2. Влажное внутрипластовое горение

Сочетание внутрипластового горения и заводнения называется влажным внутрипластовым горением.

Сущность влажного горения заключается в том, что закачиваемая наряду с воздухом в определенных количествах вода, испаряясь в окрестности фронта горения, переносит генерируемое тепло в область впереди него, в результате чего в этой области развиваются обширные зоны прогрева, образованные зонами насыщенного пара и сконденсированной горячей воды (рис. 11.1). Процесс внутрипластового парогенерирования - одна из важнейших отличительных особенностей процесса влажного горения, определяющая механизм вытеснения нефти из пластов [3,7,22].