Ибатуллин Р.Р. Технологические процессы разработки нефтяных мест. Р. Р. Ибатуллин технологические процессы разработки нефтяных месторождений 2010 г. Удк 622. 276. 1. 4
 Скачать 5.67 Mb.
|
|
0 0 1 1 ( , з erfc b ξ ξ σ τ ξ τ ξ ξ σ τ τ ξ τ τ ξ − = − − − − − − − − , где 1 τ – безразмерное время закачки неподогретой воды. Тогда графически динамика изменения температуры по пласту во времени будет выглядеть следующим образом (рис. 18.4): Рис. 18.4 Динамика изменения температуры в пласте при закачке оторочки горячей воды По рисунку 18.4 можно видеть, как при продвижении оторочки теплоносителя пик температуры снижается, а сама оторочка размазывается по пласту Лекция №19 План 1. Применение паротеплового воздействия. 2. Расчет теплового поля по схеме Маркса-Лонгенхейма. 3. Некоторые практические аспекты технологий закачки пара. 4. Классификация тяжелых нефтей и битумов, их залежи на территории современного Татарстана. Применение паротеплового воздействия С нагнетанием пара связано большинство реализуемых на сегодняшний день термических МУН. Процессы, происходящие в пласте при закачке пара, несколько сложнее, чем при закачке горячей воды. Эффект от закачки пара в нефтяные пласты обуславливается различными факторами, помимо перечисленных для технологий с горячей водой происходит и существенная дистилляция легких фракций, а также гидродинамическое вытеснение нефти паром. Легкие фракции, выделившиеся из нефти на фронте вытеснения паром, продвигаясь вперед, снижают вязкость нефти перед фронтом вытеснения. Вклад отдельных факторов в вытеснение нефти определяется геолого-физическими свойствами пласта и конкретным типом технологии. Доли вклада в вытеснение паром нефти плотностью 930-1000 кг/м3 оценены [19.1] как следующие снижение вязкости 33%, дистилляция паром 12%, термическое расширение 7%, режим растворенного газа 6%. Кроме того, пар является очень подвижной фазой, и большую опасность могут создать прорывы пара. Практические аспекты применения технологий закачки пара будут рассмотрены позже. А сейчас отметим некоторые теоретические аспекты. 209 При проектировании и осуществлении закачки в пласт водяного пара важно знать термодинамическое состояние воды в виде пара, в виде смеси воды и пара или даже в закритическом состоянии. Область существования пара определяется P-T диаграммой для воды рис. 19.1). Линия насыщения (кривая 1) разделяет области существования воды в жидкой и паровой фазах. При этом критическая зона характеризуется точкой 2. Для воды кр 22,12 МПа, Т кр = 647,3 К. Рис. 19.1 Диаграмма «давление-температура» для воды Если давление воды и ее температура таковы, что соответствующая этим значениям точка на этой диаграмме находится на линии насыщения, то вода пребывает одновременно ив парообразном ив жидком состояниях. Сколько в единице массы будет содержаться воды в жидком и парообразном состояниях, зависит от теплосодержания единицы массы воды. Если давление и температура пара соответствуют давлению и температуре на линии насыщения, то пар называется насыщенным. Над линией насыщения состояние воды будет только жидкое, а под нею – только в виде перегретого пара. Пусть некоторый объем воды находится в состоянии, соответствующем линии насыщения (линия 1 на рис 19.1). Масса паровой фазы в этом объеме РТ Т кр Р кр с 1 3 2 4 1 - линия насыщения 2 - критическая точка 3 - область воды 4 - область пара 210 равна М п , а масса водяной фазы М в Тогда величина П П В M X M M = + будет называться сухостью пара. Она изменяется от нуля, если термодинамическое состояние воды соответствует точкам, находящимся над линией насыщения (рис. 19.1), то есть вода является жидкостью, до единицы или 100 %, когда вся вода представляет собой перегретый пар. Важной термодинамической характеристикой является теплосодержание воды в в пара в в П i c T i с ТЕ, где св – теплоемкость воды Е П – скрытая теплота парообразования а Т в – температура воды. То есть, теплосодержание пара – это такое количество теплоты, которое необходимо для превращения воды в пар при постоянной температуре. Существует заблуждение, заключающееся в том, что считается, чем выше температура пара, тем лучше. На самом деле, теплосодержание пара очень слабо зависит от температуры, поскольку с ростом температуры первое слагаемое увеличивается, а второе уменьшается, так как энергия перехода воды в пар с ростом температуры снижается, а в критической точке ПЕ = 0. Важной характеристикой является сухость пара именно на забое. Её можно приблизительно оценить следующим образом 2 ( ) ln ОП з у П П c Т Н X Х r t Е λ ′ ⋅ ⋅ ∆ ⋅ = − ⋅ ⋅ , где ( П t t χ = ⋅ ; П ср Т T Т ′ ∆ = − ; 211 ср Т – средняя начальная температура в скважине у Х – сухость пара на устье П – темп нагнетания пара H – глубина скважины. При закачке пара в пласт образуется четыре характерные зоны (рис. 19.2, 19.3). Различают четыре основные зоны, расположенные в направлении нагнетания пара. Рис. 19.2 Распределение водонасыщенности (а, температуры (б) и паронасыщенности (в) по пласту при закачке пара Зона. В этой зоне существует водяной пар, лёгкие углеводородные фракции, перешедшие в газовую фазу, вода и жидкая фаза углеводородов. Температура близка к постоянной, медленно снижается при удалении от границы ввода пара в соответствии с зависимостью температуры насыщения от давления. Нефтенасыщенность изменяется за счет гидродинамического вы- s T x x x s s 1 2 3 4 1 за) б) в) 212 теснения нефти из этой зоны и вследствие испарения легколетучих компонентов. Зона конденсация. В этой зоне пары воды и углеводородные фракции конденсируются при их контакте с холодным коллектором. На рис. 19.2 показано, что в этой зоне резко начинает расти водонасыщенность, снижаться температура, а в конце этой зоны паронасыщенность становится равной 0. Зона. Процессы в этой зоне аналогичны процессам, происходящим при вытеснении горячей водой. Однако объем, занимаемый единицей массы пара, гораздо больше, чем объем единицы массы воды атак как объем зоны 1 зоны пара) входе вытеснения возрастает, скорость воды в зоне в данном случае значительно выше, чем при нагнетании внутрь залежи непосредственно воды той же температуры и стем же массовым расходом. Зона. Процессы в этой зоне аналогичны процессам, происходящим при обычном заводнении. Рис. 19.3 Схематизация процесса и оборудования паротеплового воздействия 213 При проектировании технологии закачки пара также возникает необходимость расчета распределения температуры по пласту. Формула Ловерье изначально была выведена для закачки горячей воды, однако её можно модифицировать, введя фиктивную теплоёмкость, учитывающую скрытую теплоту парообразования. Подробно на формуле Ловерье повторно останавливаться не будем. Расчет теплового поля по схеме Маркса-Лонгенхейма В инженерных расчётах при реализации закачки пара большую важность имеет определение площади прогретой части пласта. Эту величину можно получить, решив при соответствующих начальных и граничных условиях уравнение теплопроводности, рассмотренное на предыдущей лекции. Эти условия следующие - величина теплопроводности в пласте пренебрежимо мала - потери тепла происходят только в вертикальном направлении - температура на участке пласта от входа в пласт до точки фронта прогрева х т постоянна и равна Т пл ; - температура пласта в зоне за координатой фронта прогрева х т и далее до добывающей скважины равна Т Это решение для площади прогретой зоны до точки фронта прогрева х т получило название формулы Маркса-Лонгенхейма 2 1 4 ОП ОП ОП Т пл пл пр пл q h c S e erfc Т с τ η ρ τ τ λ ρ π ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ = ⋅ + − ∆ ⋅ ⋅ , где ( ) T П в П П q ТЕХ ∆ + ⋅ – темп подачи тепла в пласт 2 2 2 2 4 ОП ОП ОП пл пл с с, 0 П П Т Т Т ∆ = − , η – коэффициент охвата пласта вытеснением по толщине. Некоторые практические аспекты технологий закачки пара 214 На промыслах используется только один вид пара, который называется сухим насыщенным. Продукцией промыслового парогенератора является смесь горячей воды и водяного пара. Почти во всех парогенераторах максимальная степень сухости пара равна 0,8. Это значит, что на выходе из парогенератора мы получаем смесь, состоящую по массе на 80 % из водяного пара и на 20 % из горячей воды. В случае теплового воздействия паром также целесообразнее вести непостоянную закачку, а закачку оторочек. При этом, как ив случае с горячей водой, в пласт нагнетают (в пересчёте на воду) десятки, а иногда и сотни процентов от порового объёма, а затем созданную тепловую оторочку проталкивают холодной водой. Решая вопрос об оптимальной температуре пара, длительности и объё- мах его закачки, необходимо учитывать следующий аспект. Вязкость нефти при увеличении температуры снижается резко только в определённом диапазоне температур, например для тяжелой нефти Ашальчинского месторождения от 20 С до 40 С (рис. 19.4). Рисунок 19.4- Зависимость вязкости Ашальчинской высоковязкой нефти от температуры 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 Температура, о С Д и нами ческа я вязкость, м П а *с 215 Самое значительное снижение вязкости отмечается при начальном увеличении температуры. При достижении определённого значения темп снижения вязкости падает. Поэтому при проектировании закачки пара необходимо определить область температур, при которых происходит наиболее значительное снижение вязкости, чтобы затем в охватываемом вытеснением объеме пласта стремиться поддерживать именно этот температурный режим. На этой основе оцениваются эффективные размеры оторочек при паротепло- вом вытеснении. В противном случае будет идти нерациональный расход теплоносителя. Очень распространена на сегодняшний день технология паротепловых обработок скважин (ПТОС) – в англоязычной литературе широко используется термин «cyclic steam stimulation (CSS)». При ПТОС в скважину закачивают десятки (иногда сотни) тонн пара на 1 метр эффективной нефтенасы- щенной толщины. Затем скважину останавливают для пропитки – перераспределения тепла в окружающие породу и флюиды на период до нескольких суток для перераспределения температуры в пласте. Длительные остановки чреваты чрезмерными потерями тепла в окружающие породы, а короткие – непроизводительным отбором закачанного пара. По завершении остановки скважину пускают в эксплуатацию. Постепенно, по мере охлаждения пласта, приток нефти из пласта в скважину будет снижаться. Когда дебит приблизится к предельно рентабельному уровню, ПТОС повторяют. Современные технологии ПТОС предусматривают использование и горизонтальных скважин, что повышает эффективность процесса. Для пермокарбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения, разрабатываемой сеткой вертикальных скважин, эти периоды в цикле воздействия составляли закачка 5-7 сут, пропитка 2-3 сут, отбор до двух недель в зависимости от темпов закачки пара и отбора продукции. Изменение дебита скважины и расхода пара во времени выглядит следующим образом (рис. 19.5): 216 Рис. 19.5 Изменение при ПТОС дебита по нефти и расхода пара во времени Проблема теплопотерь по стволу скважины сегодня достаточно эффективно решается за счёт использования теплоизолированных труб. Самым распространенным вариантом является использование двухслойных труб труба в трубе, а между ними вакуум. Но при использовании даже самых эффективных теплоизолированных труб для скважин глубиной болеем потери тепла будут весьма значительны и применение методов на основе нагнетания пара, а тем более горячей воды, неэффективно. Следует иметь ввиду, что при нагнетании теплоносителя НКТ спускаются до интервала перфорации, а над интервалом перфорации устанавливают пакер, который препятствует возникновению конвекции в затрубном пространстве. Если этого не сделать, то закачиваемый пар, имеющий низкую плотность, будет подниматься вверх по затрубному пространству, и теплопо- тери резко возрастут. Интегрирующим показателем эффективности паротеплового воздействия является паронефтяное отношение (Steam-oil ratio): SOR = V s /V o (19.1) где V s – масса закачанного пара, т, Q нефти Q пара 1-й цикл й цикл время пропитки t 217 V o – масса добытой нефти, т. Достижение при реализации паротеплового воздействия величины этого параметра менее 3 свидетельствует о технологической эффективности процесса и возможном экономическом эффекте. Классификация тяжелых нефтей и битумов, их залежи на территории современного Татарстана Широко используемая классификация тяжелых углеводородов принята Международной организацией по тяжелым нефтям и битумам (UNITAR). Величины вязкостей и плотностей по этой классификации приведены в табл. 19.1. Кроме того, графически эти параметры приведены в й части курса на рис. 1.1., там же приведена и формула для пересчета плотности из системы СИ в 0 API. Таблица 19.1 Величины вязкостей и плотностей нефтей и битумов по классификации UNITAR Углеводород Вязкость, мПа с Плотность, кг/м 3 Плотность, 0 API Тяжелая нефть (Heavy oil) 100-10000 934-1000 10-20 Битум (Bitumen) >10000 >1000 <10 На территории, занимаемой в настоящее время Татарстаном, и севере Самарской области в конце XVIII их годах XIX столетий впервые обнаружены и описаны выходы асфальтовых пород на Самарской Луке, на реке Кармалке, в бассейнах рек Сока и Шешмы, у села Сюкеево на реке Волга ив других местах (например, П. Рычков и др. В е годы прошлого века пробурено несколько нефтепоисковых скважин на малые глубины (Шандор и др, расположенных на востоке республики вблизи селений Нижняя Кармал- ка, Шугурово и Сарабикулово. Американцем венгерского происхождения Шандором в селе Шугурово в 1900 г. был построен нефтеперегонный завод, 218 являющийся старейшим промышленным нефтеперерабатывающим объектом в Татарстане. Еще до революции учеными Г.Д. Романовскими П.В. Еремее- вым (1867) выдвигались предположения о связи поверхностных проявлений с запасами из каменноугольных и девонских отложений. После революции, в 1918 году, в район села Сюкеево, с целью оценки имеющихся там признаков нефти и изучения возможностей открытия залежей промышленного значения, направлялась специальная партия Геолкома правительства СССР под руководством Н.Н. Тихоновича. В Сокско-Шешминский район в 1919 -м годах выезжал известный теолог К.П. Калицкий, придававший универсальное значение гипотезе первичного залегания нефти. Исходя из таких представлений, К.П. Калицкий рассматривал залежи битумов в пермских породах как свидетельство полного разрушения некогда существовавших нефтяных месторождений и считал возможным заложить скважины только в районе Сюкеево, подальше от выходов насыщенных битумом слоев, полагая, что в более погруженных, изолированных от поверхности частях тех же пластов возможно присутствие жидкой нефти. Стрижов И.Н. (1927-1928) призвал расширить поиски нефти в Урало- Поволжье, Розанов АН. (1928) ставит конкретные задачи по поиску нефти в каменноугольных и девонских отложениях, в частности, в Самарском районе. Стрижовым И.Н. было запланировано в 1929 г. бурение в Ишимбае. Целенаправленное изучение пермских битумов было начато в его- ды прошлого столетия. За период 1970-2006 гг. была пробурена 4221 специальная скважина с суммарной протяженностью более 773,5 тыс. м, испытано на приток 188 скважин. Таким образом, в настоящее время установлено, что на территории Та- тарстана природные битумы и тяжелые нефти преимущественно сконцентрированы в пермских отложениях, залегают на глубинах дом и, частично, в поверхностных условиях в отложениях уфимского и казанского ярусов (рис. 19.6). 219 Рис. 19.6 Карта расположения основных залежей битума в отложениях уфимского яруса пермского возраста (точками обозначены пробуренные разведочные скважины) Ресурсы их в Республике Татарстан, по разным оценкам, составляют от 1,5 до 7 млрд. т. 220 Лекция №20 План 1. Парогравитационное воздействие. 2. Расчёт дебита скважин при парогравитационном воздействии. 3. Практические аспекты реализации технологии. 4. Примеры реализации парогравитационного воздействия в России. Парогравитационное воздействие Идея использования высокой плотности битумов в качестве движущей силы в процессе добычи – не нова. Впервые она была реализована на Ярег- ском месторождении в СССР. Однако нагнетание пара на этом месторождении осуществлялась в условиях добычи высоковязкой нефти шахтным способом (см. лекцию №22). Строительство экспериментальной шахты для реализации теоретических исследований, в том числе и по использованию горизонтальных технологий при термических методах воздействия, стало ключевым этапом в развитии разработки тяжелых нефтей и битумов в Канаде. Эта шахта, называемая UTF (Underground Test Facility), была построена в штате Альберта, около города Форт Макмюррей. С развитием техники и технологии бурения горизонтальных скважин, многие технологии получили своё новое развитие, в частности и технология парогравитационного воздействия. Принципиальными проблемами технологий воздействия паром на пласты высоковязких нефтей и природных битумов является существенная, почти на порядок, разница в плотности пара и углеводорода. На использовании этого эффекта канадскими специалистами был развит метод, основанный на оригинальной идее использования гравитационно-ориентированного потока (Steam Assisted Gravity Drainage). Для этого бурится пара горизонтальных скважин, расположенных на вертикальном расстоянии 4-7 метров друг от друга (рис. 20.1). 221 Рис. 20.1 Принципиальная схема парогравитационного воздействия Такие горизонтальные скважины на малую глубину – дом бурятся специальными наклонными буровыми станками, при большей глубине возможно использование обычных вертикальных буровых станков. Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания пара, а нижняя – для добычи разогретого битума. Закачиваемый пар создает в пласте так называемую паровую камеру |