Статья. Статья ТМУН. Тепловые методы увеличения нефтеотдачи
 Скачать 0.62 Mb.
|
|
Тепловые методы увеличения нефтеотдачи Выполнили: Сейсен Олжас Салманов Нурдаулет Бакиев Тимур Бабакулов Адил seysen99@gmail.com Bakiyevt@mail.ru Руководитель: Заурбеков Кадыржан Аннотация. В данной статье рассматривается тепловые методы увеличение нефтеотдач и методы извлечения высоковязких нефтей применяя различные методы. Рассмотрены механизмы процесса, извлечения и вытеснения нефти с помощью внутрипластового горения, паром, также циклическим нагнетанием пара Abstract This article discusses thermal methods of enhanced oil recovery and methods of extracting high-viscosity oils using various methods. The mechanisms of the process, extraction and displacement of oil using in-situ combustion, steam, and cyclic steam injection are considered. Ключевые слова: нефтеотдача, тепловой метод, внутрипластовое горение, парациклическое нагнетание пара, нефть, пар. Введение. В настоящее время большая часть крупных месторождений находится на поздних стадиях разработки, добыча падает, и это обусловливает необходимость применения методов увеличения нефтеотдачи. За последние десятилетия разработано и прошло промысловые испытания достаточно большое количество различных методов увеличения нефтеотдачи. Какие-то из них оказались технологически и экономически неэффективными, другие же, наоборот , привели к существенному росту добычи и широко применяются в наши дни на многих месторождениях. Практика применения МУН в разных странах различна. Основная цель применения МУН - это вовлечение в разработку не охваченных воздействием в рамках проведения мероприятий по применению первичных и вторичных методов добычи запасов нефти. Основными причинами низкой нефтеотдачи на этих стадиях являются: неоднородность пласта, значительные силы поверхностного натяжения, образующиеся на границе различных фаз, низкая проницаемость, высокая вязкость нефти. Наибольшее количество нефти добыто за счет тепловых методов увеличения нефтеотдачи (пар) и смешиваемого вытеснения. Основная часть Основным преимуществом тепловых методов перед другими технологиями методов увеличения нефтеотдачи (МУН) является одновременное гидродинамическое и термодинамическое воздействие. Тепло влияет на все компоненты резервуара (твердый, жидкий, газообразный) и радикально меняет контекст и условия фильтрации. В результате уменьшается вязкость масла, что увеличивает подвижность масла, ухудшаются структурно-механические свойства, уменьшается толщина пограничных слоев, улучшается капиллярная пропитка, 18 газифицируются нефтяные фракции, улучшается смачиваемость вытесняющего агента, а следовательно, повышается эффективность вытеснения и предельное восстановление, методы не имеют альтернативы для разработки месторождений высоковязкой и сверх вязкой нефти. Увеличение добычи нефти до 50% и выше соответствует удвоению экономических запасов этих месторождений. Термические методы являются одной из важнейших технологий разработки месторождений тяжелой нефти, как единственного метода, так и в сочетании с другими технологиями. Эта тенденция сохранится в будущем Масштабы применения современных МУН в мире непрерывно увеличиваются (Табл.1) МУН, млн. т/год 1985 1990 1995 2000 Тепловые 40,6 (59,0) 53,2 (57,1) 61,5 (65,5) 86,2 (64,1) Газовые 25,5 (37,1) 33,4 (35,9) 30,9 (32,9) 43,9 (32,7) Химические 2,7 (3,9) 6,5 (7,0) 1,5 (1,6) 4,3 (3,2) Всего 68,8 93,1 93,9 134,4 До сих пор предпочтение отдается тепловым и газовым методам, доля дополнительной добычи за счет применения которых превышает 95%. Существует три принципиально различных технологии тепловых методов увеличения нефтеотдачи: вытеснение нефти горячей водой, внутрипластовое горение, применение пара. Основными паровыми методами добычи нефти принято считать циклическую паровую обработку добывающих скважин и вытеснение паром. Механизм действия первого метода заключается в уменьшении вязкости нефти, как следствии нагрева, и создании градиента давления для ее транспорта к добывающим скважинам. КВН в этом случае достаточно велик – остаточная нефтенасыщенность в зонах, промытых паром, может доходить до 10%. Часто вытеснение паром проводится одновременно с циклической паровой обработкой скважин или следует за ней. Во время циклической стимуляции осуществляется интенсивное нагнетание пара в одну скважину, далее следует короткий период выдержки и скважина переводится в добывающий режим. Данный метод эффективен в случае, если речь идет о высоковязких нефтях и высокопроницаемых коллекторах. В последнее время паровые методы успешно применяются также и в горизонтальных скважинах (ГС) – метод Steam assisted gravity drainage (SAGD). Среди тепловых МУН паровые методы являются наиболее распространенными и эффективными. Как было сказано выше, в больших масштабах внедрение тепловых методов началось в начале 1980-х годов. С того времени, не смотря на то, что цены на нефть существенно изменились, добыча за счет применения паровых методов постоянно увеличивалась, преимущественно за счет разработки новых месторождений. В качестве примера рекордных показателей добычи за счет применения паровых МУН можно привести месторождение Дури (Duri), которое находится в Индонезии. На этом месторождении реализация двух подобных проектов дала около 13 млн.т. нефти в год. Пик добычи нефти паровыми МУН в США был в конце 1980-х годов, потом добыча начала снижаться, но, тем не менее, паровые МУН до сих пор являются значимыми. В этом процессе пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкостью нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. Пар, обладающий большой теплоемкостью — более 5000 кДж/кг — в 3—3,5 раза выше горячей воды при 230 °С, вносит в пласт значительное количество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение всех насыщающих пласт агентов — нефти, воды, газа При паротепловом воздействии (ПТВ) в пласте образуются три характерные зоны (рис. 2): 1) зона вытеснения нефти паром; 2) зона горячего конденсата, где реализуется механизм вытеснения нефти водой в неизотермических условиях; 3) зона, не охваченная тепловым воздействием, где происходит вытеснение нефти водой пластовой температуры Указанные зоны различаются по температуре, распределению насыщенности жидкости и механизму вытеснения нефти из пласта. Процессы, происходящие в каждой из этих зон, испытывают взаимное влияние. При нагреве пласта происходят дистилляция нефти, снижение вязкости и объемное расширение всех пластовых агентов, изменение фазовых проницаемостей, смачиваемости пласта и подвижностей нефти и воды и др. Пароциклические обработки.Суть данного метода состоит в том, что в пласт нагнетается пар через специальные установки Этот способ применяется для прогрева непосредственно в зоне, примыкающей к стволу. Он способствует: • уменьшению вязкости сырья; • повышению давления; • облегчению условий фильтрации; Пароциклическое нагнетание пара в пласты или пароциклические обработки добывающих скважин либо пароциклическую стимуляцию скважин осуществляют периодическим прямым нагнетанием пара в нефтяной пласт через добывающие скважины, некоторой выдержкой их в закрытом состоянии и последующей эксплуатацией тех же скважин для отбора из пласта нефти с пониженной вязкостью и сконденсированного пара.. Механизм процессов, происходящих в пласте, довольно сложный и сопровождается теми же явлениями, что и вытеснение нефти паром, но дополнительно происходят противоточная капиллярная фильтрация, перераспределение в микронеоднородной среде нефти и воды (конденсата) во время выдержки без отбора жидкости из скважин Преимущества циклической паротепловой обработки ● Высокие дебиты нефти после обработки – увеличение в 2-3 раза; ● Меньшие потери тепла по стволу скважины, в кровлю и подошву пласта; ● Меньшая степень нагрева эксплуатационной колонны. ● Продолжительность работы скважины или технологическийй эффект – 2-3 месяца Для максимальной реализации тепловых механизмов необходимо применять следующие технологии: ● пароциклическая обработка горизонтальных скважин или радиальных отводов, пробуренных из существующих вертикальных скважин; ● пароциклическая обработка пробуренных вертикальных скважин через горизонтальные. В мировой практике наиболее перспективной технологией в области разработки ресурсов высоковязких нефтей и природных битумов является технология термогравитационного дренирования (ТГДП) или Steam assisted gravity drainage (SAGD) (рис. 3). Эта технология впервые в мире была применена на Ярегском месторождении. Средняя удельная дополнительная добыча нефти от проведения ПЦО на Усинском месторождении составляет около 1,8 тыс. т/скв., что характеризует ПЦО как одно из самых эффективных геолого-технологических мероприятий, проводимых на залежи Рис. 3. Схема классической технологии термогравитационного дренирования пласта (ТГДП) Эффективность ПЦО существенно зависит от базовых характеристик обрабатываемых скважин (их обводненности и продуктивности). В случае если базовая обводненность скважин оказывается больше 75%, а продуктивность – меньше 30 т/сут · МПа,на таких скважинах необходимо проводить дополнительные геолого-технические мероприятия (ГТМ), направленные на снижение обводненности или увеличение продуктивности обрабатываемых пластов В условиях залежи Усинского месторождения использование интеллектуального заканчивания в горизонтальных добывающих скважинах направлено на вовлечение в активную разработку матричной части ее разреза, как на естественном режиме, так и при тепловом воздействии на пласт. Учитывая геологические особенности залежи, интеллектуальным заканчиванием должны быть оборудованы преимущественно горизонтальные добывающие скважины, расположенные в тектонически-активных зонах. С недавнего времени на скважинах с базовой обводненностью более 75% проводятся комбинированные ПЦО с закачкой гелеобразующей композиции «ГАЛКА-С». Рис. 4. Схема конструкции скважины пароцикиклической обработки на месторождении Бока де Харуко На рис. 4 показана схема конструкции скважины пароциклической обработки на месторождении Бока де Харуко. В таблице приведены основные параметры, характеризующие разработку месторождений высоковязкой нефти: Усинского и Бока де Харуко. Технологии, апробированные на Усинском месторождении, рекомендованы для разработки месторождения Бока де Харуко в связи со схожестью многих параметров, несмотря на региональные различия. С учетом опыта разработки Усинского месторождения, для обоснования эффективной технологии повышения нефтеотдачи на месторождении Бока де Харуко, рассмотрены паротепловое воздействие и пароциклическая обработка при площадной закачке пара Цель этой технологии заключается в том, чтобы прогреть пласт и нефть в призабойных зонах добывающих скважин, снизить вязкость нефти, повысить давление, облегчить условия фильтрации и увеличить приток нефти к скважинам Метод внутрипластового горения также является весьма привлекательным и используется до сих пор, прежде всего потому, что является более дешевым, чем паровой. Самым распространенным вариантом принято считать прямое внутрипластовое горение. При нем у нагнетательных скважин инициируется горение с последующей закачкой воздуха для обеспечения движения фронта горения от скважины. Также распространена комбинация прямого внутрипластового горения. В случае обратного внутрипластового горения процесс инициируют в скважинах, переводимых далее в добывающий режим, а нагнетание воздуха при этом производится в соседние скважины. Поскольку проведённые испытания оказались не столь успешными, то последний вариант в наши дни не используют. В случае применения прямого внутрипластового горения выгорает вплоть до 10 % от общего содержания нефти в пласте. Это тяжелые компоненты. При этом основные проблемы - это коррозия нефтепромыслового оборудования вследствие высоких температур и низкого pH горячей воды, трудность управления процессом, помимо этого возможны экологические проблемы из-за образующихся больших объёмов дымных газов. Несмотря на все это, внутрипластовое горение остается привлекательным и перспективным МУН, некоторые проекты, оказавшись успешными, продолжаются до сих пор. Более того, инициируются новые проекты. Например, были начаты в конце 1990-х годов и продолжаются до настоящего времени 3 проекта на месторождениях Индии, а в США в 2001 году на ряде месторождений реализован проект внутрипластового горения. Сейчас в мире активны 15 подобных проектов. Рис 5. Зоны внутрипластового горения: 1 – закачка воздуха и воды; 2 – зона воздуха и испарившейся воды; 3 – фронт горения (зона горения (315-650°С); 5 – зона пара (200°С); 6 – зона конденсата или горячей воды (10-100°С); 7 – нефтяной вал Применение метода внутрипластового горения целесообразно при соблюдении ряда условий, которые включают требования к толщине пласта (она должна составлять более трех метров), глубине его залегания (не более двух километров), пористости (более 18%), проницаемости (свыше 100мД), нефтенасыщенности (более 30-35%) и вязкости нефти (свыше 10 -2 Па•с) Комплекс мероприятий, применяемых в рамках реализации метода, начинается с бурения так называемой скважины-зажигательницы. После достижения необходимой глубины на забой такой скважины подается воздух (в некоторых случаях – иные газы). Воспламенение содержащейся в продуктивном пласте нефти может происходить как самопроизвольно, так и в результате применения специальных инструментов: например, забойного электронагревателя или зажигательных химических составов. В целях поддержания процесса горения и планомерного перемещения фронта горения по пласту воздух в скважину подается непрерывно. В зависимости от направления перемещения фронта выделяется два вида внутрипластового горения: прямоточное и противоточное. В первом случае перемещение направлено от зажигательной скважины к добывающей, во втором – наоборот. Широкое применение нашел лишь метод прямоточного внутрипластового горения, второй тип используется крайне редко. Помимо указанной классификации выделяются также сухое, влажное и сверхвлажное внутрипластовое горение. Сухой метод подразумевает использование в качестве источника горения так называемого нефтяного кокса, а при недостаточном уровне его содержания в пласте – за счет подачи через нагнетательную скважину углеводородного газа (например, метана). В зависимости от объема закачиваемой в скважину воды классифицируются влажный и сверхвлажный методы. Вода подается одновременно или поочередно с воздухом, образуя непосредственно перед линией фронта зоны насыщенного пара. При увеличении объема воды происходит частичное гашение зоны горения, обеспечивая возникновение экзотермических реакций и увеличение скорости перемещения фронта по сравнению с сухим и влажным методами. Метод вытеснения нефти горячей водой в настоящее время применяется очень редко, поскольку уступает по своей эффективности применению пара. В соответствии с имеющейся статистикой 4 активных проекта в настоящее время реализуются в США. Самой большой технологической эффективностью обладает термополимерное воздействие на пласт. Пик роста применения тепловых МУН так же, как и многих других методов, пришелся на конец 1970-х, начало 1980-х гг. С того времени добыча нефти за счёт тепловых методов увеличения нефтеотдачи постоянно растет Заключение Подводя итоги вышесказанному, тепловые методы считаются наиболее подготовленными технологически и технически из всех методов увеличения нефиеотдачи. Эти методы могут быть использованы в самых сложных физических и геологических условиях и позволяют добывать нефть с вязкостью в десятки и сотни тысяч мПа. Кроме того, конечная добыча нефти увеличивается с 6-20% до 30-50%, цифры могут быть достигнуты только тепловыми методами. Внедрение указанных тепловыхтехнологий позволяет резко улучшить состояние разработки нефтяной залежи с высоковязкой нефтью, значительно поднять уровни добычи нефти, продлить рентабельную эксплуатацию залежи и существенно повысить извлечение углеводородного сырья. Литература 1.Сургучев М.Л. «Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи». М.: Недра, 1985. 308 с. 2.. Степанова Г.С. «Газовые и водогазовые методы воздействия на нефтяные пласты» Москва: Газоил пресс, 2006. 198 с. 3. Сургучев М.Л., Желтов Ю.В., Симкин Э.М. «Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах». М.: Недра, 1985. 215 с. 4.. Климов А.А. «Методы повышения нефтеотдачи пластов» Материалы ХХХIХ научно-технической конференции по итогам работы профессорско-преподавательского состава СевКавГТУ, 2009. |