РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ

Достаточно высокие значения нефтеотдачи пласта при разработке месторождений высоковязких нефтей могут быть достигнуты лишь при реализации тепловых методов повышения нефтеотдачи.

Вместе с тем, учитывая значительные затраты при реализации МУН, в последнее время был разработан и ряд новых технологий холодной добычи нефти. Нами на практических занятиях будут рассмотрены все существующие на сегодня технологии добычи высоковязкой нефти

В рамках данной лекции остановимся на тепловых методах разработки высоковязких нефтей.

Тепловые методы повышения нефтеотдачи.

Для повышения КИН месторождения ВВН целесообразно повышение температуры пласта. Вода обладает свойством переносить гораздо большее количество тепла, чем любая другая жидкость, в том же агрегатном состоянии. При температуре, не слишком близкой к критической, сухой пар переносит гораздо большее количество теплоты чем вода (в 3,5 раза при 20 атм, в 1,8-при 150 атм).

При непрерывном нагнетании теплоносителя (система нагнетательная-добывающая скважины) не вся подводимая тепловая энергия расходуется на увеличение нефтеотдачи. Некоторая, достаточно заметная её часть теряется из-за тепловых потерь:

При течении теплоносителя по участку обсадной трубы скважины, проходящему через верхние слои грунта;

в кровлю и подошву нефтяного пласта непосредственно в ходе нагнетания в пласт;

при повышение температуры нефтяного коллектора.

Использование только одной скважины попеременно в качестве нагнетательной и эксплуатационной значительно снижает отрицательное влияние перечисленных факторов на тепловую эффективность данного метода позволяя лучше использовать подводимую к месторождению тепловую энергию. Такой метод теплового воздействия называется циклическим. Как и при непрерывном нагнетании, в этом процессе теплоносителем обычно служит водяной пар.

При термическом воздействии на нефтяной пласт с помощью теплоносителя по профилю температур или по водонефтенасыщенности можно выделить несколько зон, где действуют различные физические механизмы.

Вытеснение нефти нагретой водой

Нагнетаемая в пласт вода охлаждается при контакте с несущей породой и имеющимися в пласте жидкостями. При достаточно установившемся процессе различают две основные рабочие зоны, нумерацию которых принято начинать от начала течения в направлении его развития. Однако для лучшего понимания начнём их описание в обратном порядке, как показано на рисунке 1.

В зоне 2 нефть вытесняется водой, температура которой равна температуре пласта. Нефтенасыщенность в заданной точке снижается с течением времени и при определённых условиях может достигнуть величины остаточного насыщения, зависящей от температуры в зоне 2.

В каждой точке зоны 1 температура непрерывно растёт, что обычно приводит к снижению остаточной нефтенасыщенности. Кроме того, расширение породы-коллектора и заполняющей его жидкости приводит к снижение (при неизменном насыщении) массы нефти, содержащейся в порах. Если нефть содержит легколетучие углеводороды, они могут быть вытеснены при помощи последовательных процессов испарения и конденсации – в этом случае в сравнительно узкой зоне может существовать состояние насыщения газовой фазы углеводородом.

Вытеснение нефти насыщенным водяным паром

Различают 3 основные зоны, пронумерованные в направлении течения теплоносителя (рисунок 2).

Зона 1 – в начале зоны конденсации сосуществует три фазы: вода, смесь жидких углеводородов и газ. Температура близка к постоянной, медленно снижается при удалении от границы ввода пара в соответствии с зависимостью температуры насыщения от давления. Нефтенасыщенность также изменяется за счёт гидродинамического вытеснения нефти из этой зоны или вследствие испарения легколетучих компонентов.

Зона 2 (конденсация) – в этой зоне пары воды и углеводородные фракции конденсируются при их контакте с холодным коллектором. Локальные температуры коллектора и наполняющих его фракций сильно отличаются, поэтому, строго говоря здесь нельзя пользоваться понятием эффективной теплопроводности. Это локальное нарушение теплового равновесия было обнаружено при экспериментально исследовании вытеснения воды водяным паром. В ходе эксперимента наблюдался переход воды в пар, хотя локальная средняя температура, измеренная термопарой, была заметно ниже температуры насыщения при поддерживаемом в эксперименте давлении (рисунок 3). Эта средняя температура является промежуточной между температурами твёрдого пористого тела и заполняющих его флюидов

Зона 3 – процессы в этой зоне аналогичны процессам, происходящим при вытеснении горячей водой. Однако объем, занимаемый единицей массы пара, гораздо больше, чем объём единицы массы воды; а так как объем зоны 1 (зоны пара) в ходе вытеснения возрастает, скорость воды в зоне 3 в данном случае значительно выше, чем при нагнетании внутрь залежи непосредственном воды той же температуры и с тем же массовым расходом.

Пароциклическое воздействие на скважину

Этот метод, используемый иногда наравне с методом непрерывного вытеснения нефти, включает три последовательные фазы, образующие цикл, который может быть повторён ( рисунок 4).

Фаза нагнетания – развитие процесса в этой фазе, пар нагнетают в область залегания нефтяного пласта, идентично развитию процесса вытеснения.

Фаза ожидания – скважина закрыта. Привнесённая тепловая энергия переходит в пласт, пар конденсируется, отдавая своё тепло коллектору и нефти, находящейся в зоне нагнетания.

Фаза извлечения нефти – уровень добычи нефти после откачки части сконденсировавшейся воды заметно превышает уровень её добычи до нагнетания пара. В этот период (в отличие от процесса непрерывного вытеснения нефти) все текучие вещества – сначала сконденсировавшаяся вода, а затем нефть – нагреваются по мере приближения к нефтяной скважине. Часть поступившего к месторождению тепла возвращается обратно. Эффективность процесса зависит от существования в этой зоне повышенной температуры, максимум который достигается в непосредственной близости от скважины, т.е. в области, где тепловые потери при нагнетании пара наиболее существенны.

Таким образом, при одинаковом давлении на забое скважины уровень добычи (вследствие снижения вязкости добываемой нефти) после пароциклического воздействия превышает уровень добычи до него.

Что касается других составляющих энергетического баланса, отметим полное преобразование механической энергии, подведённой к месторождению вместе с паром в процессе конденсации, в тепловую.

При пароциклическом воздействии количество механической энергии слишком незначительно для повышения нефтедобычи. Механическая энергия для проталкивания нефти на каждой скважине обеспечивается соответствующими факторами (собственно тепловой энергией, нагнетанием и т.д.).

Естественно предположить, что при повторениях такого цикла добыча нефти возрастает от цикла к циклу (если не рассматривать влияние очистки и засорения скважины) прежде всего вследствие постепенного повышения средней температуры в окрестности скважины, лишь затем уровень добычи начинает снижаться в результате истощения месторождения. Однако такое положение, отчасти подтверждаемое некоторыми лабораторными исследованиями, не всегда согласуется с данными промысловых испытаний. В частности, это замечание относится к трём циклам, где необходимо учитывать влияние побочных эффектов.

Физические процессы, происходящие при вытеснении нефти теплоносителем

Повышение температуры пласта влечёт за собой:

1) Уменьшение вязкости нефти и соответственно, изменение подвижностей нефти и воды;

2) Тепловое расширение твёрдого тела и жидкостей;

3) Изменение межфазного натяжения на границе нефть-вода;

4) Изменение смачиваемости.

Относительное влияние различных факторов

При вытеснении нефти нагретой водой (в отсутствие испарения каждый из описанных выше факторов – снижение отношения вязкостей изменения относительных проницаемостей, а также термическое расширение – оказывает воздействие на процесс (рисунок 5). Снижение отношения вязкостей и остаточной нефтенасыщенности приводит к замедлению распространения фронта воды и тем самым к увеличению нефтедобычи до прорыва фронта воды.

Для добычи лёгкой нефти большое значение имеет термическое расширение. В этом случае отношение µ_h/ µ_e очень слабо зависит от температуры и межфазные явления изменяются лишь в силу того, что натяжение на границе нефть-вода является убывающей функцией температуры.

Для тяжёлой нефти отношение µ_h/ µ_e резко падает с ростом температуры, и смачиваемость стенок коллектора более существенно воздействует на вытеснение нефти. Тепловое расширение в этом случае значительно меньше влияет на эффективность процесса, в целом перспективного для нефти подобного типа.

Рисунок 1. Профиль температуры (б), паро- (в) и водонасыщенности (а) при одномерном вытеснении нефти водяным паром

Рисунок 2. Профиль температуры (б), паро- (в) и водонасыщенности (а) при одномерном вытеснении нефти водяным паром

Рисунок 3. Профили паронасыщенности (а) и температуры (б), наблюдаемые при вытеснении воды водяным паром

Рисунок 4. Схема двух циклов паротеплового воздействия на скважину

Рисунок 5. Влияние различных процессов на эффективность вытеснения нефти нагретой водой при отсутствии испарения