Тепловые методы воздействия на продуктивный пласт

Тепловое воздействие на пласт осуществляется в сочетании с заводнением, т.е. первоначально создаваемая тепловая оторочка путем нагнетания пара перемещается по пласту за счет продвижения ее нагнетаемой водой. Паротепловое воздействие в сочетании с заводнением позволяет достичь более высоких технологических показателей разработки месторождений по сравнению с применением непрерывного нагнетания теплоносителя.

Эти методы являются перспективными для добычи высоковязких нефтей и нефтей с неньютоновскими свойствами. Однако существуют месторождения с такими условиями залегания и свойствами нефти, при которых тепловые методы воздействия могут оказаться единственными, допускающими промышленную разработку.

Если пластовая температура равна или близка к температуре начала кристаллизации парафина в пластовых условиях, то вытеснение нефти холодной водой приведет к охлаждению пласта, выпадению парафина и закупорке пор, что усилится при сильной послойной неоднородности пласта. Нагнетаемая холодная вода, быстро продвигаясь по наиболее проницаемому прослою, станет источником охлаждения выше и ниже залегающих менее проницаемых прослоев. Охлаждение приведет в лучшем случае к загущению нефти, а в худшем - к выпадению растворенных парафинов в твердую фазу и консервации запасов нефти в пропластках. Указанные особенности свойств нефти и сильная послойная неоднородность пласта могут привести к получению значительного эффекта при нагнетании в такой пласт теплоносителя. В этом случае горячая вода (или пар), проникая по хорошо проницаемому прослою, будет прогревать выше и нижележащие слои пласта, что приводит к снижению вязкости нефти и способствует более полному извлечению запасов.

Методы теплового воздействия на пласт перспективны как методы увеличения нефтеотдачи пластов и как едва ли не единственный способ добычи высоковязких нефтей и битумов. Различают следующие основные виды тепловых методов.

1. Нагнетание в пласт горячих теплоносителей (вода и пар).

2. Создание внутрипластового подвижного очага горения.

3. Циклическая тепловая обработка призабойной зоны пласта.

Если первые два технологических процесса относятся к методам воздействия на пласт, то последний имеет большее отношение к методам воздействия на призабойную зону пласта. Наилучшие теплоносители среди технически возможных - вода и пар. Это объясняется их высокой энтальпией - теплосодержанием на единицу массы. Вообще теплосодержание пара выше, чем воды, однако с увеличением давления они приближаются друг к другу. С увеличением давления нагнетания, преимущества пара по сравнению с водой уменьшаются, если их оценивать только с позиций количества вводимой в пласт теплоты. Это также указывает на то, что наибольшая эффективность достигается при нагнетании пара в неглубокие скважины, когда требуются низкие давления. Следует иметь в виду, что теплосодержание единицы объема пара меньше, чем воды, и особенно при низких давлениях. Однако приемистость нагнетательных скважин при нагнетании пара выше, чем при заводнении вследствие меньшей вязкости пара.

Тепловые методы характеризуются низкой энергетической эффективностью, обусловленной потерями тепла в окружающую породу. При движении горячей воды по трубопроводам и пласту происходит ее охлаждение. При движении пара такого снижения температуры не происходит благодаря скрытой теплоте парообразования и изменению его сухости. Процессы теплового воздействия связаны с потерей теплоты в трубопроводах, скважине и в самом пласте на прогрев кровли и подошвы. К. п. д. применяемых парогенераторов около 80%. Теплопотери в поверхностных паропроводах оцениваются примерно от 0.35 до 3.5 млн. кДж/сут на каждые 100 м трубопровода. Это сравнительно малая доля, так как современные парогенераторы имеют производительность порядка 250 -650 млн. кДж/сут.

Для минимизации потерь применяются плотные сетки эксплуатационных скважин – 1-2 га (при характерных значениях по месторождениям ХМАО – от 16 до 64 га). Соответственно, возрастают капитальные вложения.

В неоднородных пластах хорошие результаты показывают комбинированные методы воздействия (комбинация тепловых и физико-химических методов) – термополимерное, термощелочное, паротепловое с применением пенных систем.

В ОАО «Удмуртнефть» (Республика Удмуртия) созданы комплексные технологии, относящиеся к полимерным и термополимерным методам воздействию на пласт в различных модификациях. Среди них:

- технология термополимерного воздействия на залежи высоковязкой нефти;

- технология термополимерного воздействия с добавкой полиэлектролита;

- технология циклического внутрипластового полимерно-теплого воздействия и т.д. Полимерное и термополимерное воздействие на пласт нашло применение на Лиственском и Мишкинском месторождениях.

В отличие от методов, предусматривающих нагнетание теплоносителя, такая разновидность теплового воздействия, как внутрипластовое горение предусматривает создание перемещающейся по пласту зоны экзотермических реакций, позволяющей в процессе сжигания части пластовой нефти облегчить и увеличить извлечение остальной её части. Изменение технологических характеристик нефти способствует её вытеснению из пласта. Внутрипластовое горение начинается с инициирования горения в окрестности забоя скважины-зажигательницы путём нагнетания в неё воздуха, реже другого газа (сухое внутрипластовое горение). Воспламенение пластовой нефти происходит самопроизвольно или в результате дополнительного разогрева призабойной зоны скважины с помощью забойного электронагревателя, газовой горелки, зажигательных химических смесей и др.

При прямоточном внутрипластовом горении источником горения служит главным образом «нефтяной кокс» (теплотворная способность 29-42 МДж/кг, температура горения 350-370°С и выше). Образуется из наиболее тяжёлых фракций нефти, отделяющихся при её нагревании впереди фронта горения; лёгкие фракции испаряются и вытесняются. Скорость перемещения фронта горения определяется концентрацией кокса (возрастает с увеличением плотности и вязкости нефти) и темпами нагнетания воздуха.

Механизм теплового способа разработки на основе внутрипластового горения, кроме вытеснения нефти водяным паром, горячими газами горения, водой, водогазовыми смесями и др., включает действие кислородсодержащих компонентов как поверхностно-активных веществ, испаряющихся лёгких фракций нефти. На нефтеотдачу (в среднем 50-70%) могут влиять физико-химические превращения самой породы-коллектора. Благоприятные геолого-физические условия применения внутрипластового горения: вязкость нефти более 10 спз, толщина пласта свыше 3 м, глубина залегания до 2 км, проницаемость свыше 100 мД, пористость более 18%, нефтенасыщенность свыше 30-35%. Системы размещения нагнетательных и добывающих скважин при внутрипластовом горении — площадные и рядные. Недостатки внутрипластового горения связаны с необходимостью принятия мер по охране окружающей среды и утилизации продуктов горения, по предотвращению коррозии оборудования.

В результате горения в пласте происходит термическая перегонка нефти и унос продуктов разложения в зону перед фронтом горения. Коксоподобные остатки термической перегонки нефти в пористой среде и являются топливом, которое поддерживает очаг горения. Зона горения перемещается от стенок нагнетательной скважины в радиальном направлении. Образующиеся горячие газы проталкивают нефть и воду к добывающим скважинам. В результате создания теплового фронта, температура которого достигает 450 -500 °С, происходит следующее.

1. Переход в газовую фазу некоторых (наиболее легких) компонентов нефти, насыщающей породу перед фронтом горения.

2. Расщепление (крекинг) некоторых углеводородов, составляющих нефть.

3. Горение коксоподобного остатка, образовавшегося в результате крекинг-процесса.

4. Плавление парафинов и асфальтенов в порах породы.

5. Переход в паровую фазу пластовой воды, находящейся перед фронтом.

6. Уменьшение вязкости нефти перед фронтом в результате ее нагревания и смешивания с легкими фракциями нефти, переносимыми потоком газов от фронта горения.

7. Конденсация продуктов перегонки нефти и образование подвижной зоны повышенной нефтенасыщенности перед фронтом горения по мере снижения температур.

8. Образование сухой выгоревшей массы пористой породы часто с разрушенными связями между твердыми частицами вследствие термического воздействия за фронтом горения.

Различают прямоточный процесс внутрипластового горения и противоточный. При прямоточном процессе очаг горения перемещается по пласту в направлении нагнетаемого воздуха, т.е. от нагнетательной скважины к окружающим эксплуатационным. В этом случае пласт разжигается со стороны нагнетательной скважины. Считается, что прямоточный процесс горения эффективен при сравнительно легких нефтях. Нефть вытесняется по всему пласту впереди фронта горения при температурах, близких к пластовой, что является недостатком. При противоточном процессе очаг горения перемещается по пласту в направлении, противоположном нагнетаемому воздуху, т. е. От эксплуатационных скважин к нагнетательной. В этом случае нефть разжигается на забоях эксплуатационных скважин при последующей подаче окислителя через центральную нагнетательную скважину. При этом прогретая зона остается не за (фронтом горения, как при прямоточном процессе, а перед ним, что способствует более эффективному вытеснению нефти.

Кроме того, различают сухое и влажное и сверхвлажное внутрипластовое горение. Сухое горение осуществляется при подаче окислителя атмосферного воздуха, практически не содержащего водяных паров. При влажном горении на 1 м3 воздуха добавляется около 1 л воды. При сверхвлажном горении содержание воды доводится до 5 л.

Частным случаем сухого внутрипластового горения является технология

Электрофрак, разработанная компанией ExxonMobile. Одновременно технология может рассматриваться как модификация гидроразрыва пласта: при ее применении трещины ГРП используются для внедрения в пласт электропроводящего материала. В качестве данного проводника выступает сожженный нефтяной кокс. За счет энергии электрического тока, поступающего через этот материал в пласт, осуществляется процесс пиролиза углеводородов. Указанная технология может применяться как для снижения вязкости тяжелых нефтей, так и для добычи сланцевой нефти. Технология Электрофрак является экспериментальной, и на данный момент проходит апробацию на месторождении Piceance, в Колорадо.