Геологические процессы и документы

Борьба с прорывами  нагнетаемого газа ведется уменьшением  отборов жидкости из скважин, в которых отмечается прорыв. В результате чего возрастает забойное давление в скважине и снижается или полностью прекращается поступление газа. Иногда приходится полностью закрывать скважину, в которую произошел прорыв газа. В некоторых случаях борьбу с прорывами ведут со стороны нагнетательной скважины, в которую вместе с газом закачивают воду, нефть или другую вязкую жидкость, заполняющую проницаемый прослой и таким образом затрудняющую фильтрацию газа по такому прослою.

3.9. Методы теплового  воздействия на пласт

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 загустению 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 закачке в такой пласт теплоносителя. В этом случае горячая вода (или пар), проникая по хорошо проницаемому прослою, будет прогревать выше и нижезалегающие 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. Закачка 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 (рис. 3.10).

Рис. 3.10. Зависимость удельного  объемного С_об  и массового

 С_т  теплосодержания пара от давления в состоянии насыщения

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 закачке 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 закачке пара выше, чем при закачке воды, вследствие меньшей вязкости пара.

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.

Рис. 3.11. Зависимость коэффициента теплоиспользования от безразмерного  времени τ = 4χt / h2

(по Рубенштейну): χ  - коэффициент температуропроводности  окружающих пород, м2 /ч;

t - время закачки теплоносителя, ч; h - толщина пласта, м

 

Рис 3.13. Зависимость коэффициента отставания α от длительности нагнетания теплоносителя:

1 - h = 30 м; 2 - h = 20 м; 3 - h = 10 м

 

Теплопотери в скважине составляют примерно 1,7 млн. кДж/сут  на каждые 100 м длины НКТ. Для снижения потерь теплоты кольцевое пространство заполняют газом (теплопроводность газа меньше теплопроводности жидкости). Расчеты показывают, что при осуществлении мер по снижению потерь теплоты в скважине их можно довести до 2 - 3 % от общего количества теплоты, вводимой в скважину при закачке горячей воды, и до 3 - 5 % прн закачке пара на каждые 100 м длины ствола. Потери в стволе скважины существенно ограничивают эффективные глубины залегания пластов для теплового воздействия: для воды 1000 - 1200 м и для пара 700 - 1000 м при максимально возможных темпах закачки теплоносителя. Увеличение скорости закачки почти не сказывается на абсолютной величине теплопотерь, поэтому увеличение темпов закачки приводит к уменьшению доли теплопотерь от общего количества вводимой в пласт теплоты.

Тепловая эффективность  воздействия на пласт оценивается  отношением накопленной в объеме пласта теплоты Q_п к общему количеству введенной теплоты Q_в. Это отношение называют коэффициентом теплоиспользования.   Теплопотери в кровлю и подошву пласта увеличиваются по мере увеличения фронта нагнетания и площади, охваченной теплоносителем.

При уменьшении толщины  пласта доля потерь в кровлю и подошву  возрастает - коэффициент теплоиспользования уменьшается. Оценки теплопотерь показывают, что по истечении определенного времени потери становятся равными количеству вводимой теплоты и коэффициент теплоиспользования обращается в нуль (рис. 3.11).

Оценка реальных потерь теплоты (см. рис. 3.11) показывает, что  через 86,8 сут закачки в пласт  толщиной h = 5 м при χ =0,003 м³/ч теплопотери достигнут 42%. Причем эти так называемые интегральные потери не зависят от геометрии течения теплоносителя по пласту (радиальная или линейная). Эти оценки указывают также, что темп ввода теплоносителя в пласт должен быть максимально возможным, так как при этом коэффициент теплоиспользования возрастает.

Теплопередача в пласте осуществляется конвективным (потоком  горячей воды или пара) и диффузионным (за счет теплопроводности пористой среды) способами. В результате в пласте формируется температурный фронт перемещающийся в направлении фильтрации теплоносителя. Однако теплоперенос, т. е. движение теплового фронта, и массоперенос, т. е. движение самого теплоносителя в пласте, происходят с разными скоростями вследствие утечки теплоты на нагрев не только самого пласта, по которому происходит фильтрация теплоносителя, но и окружающих пород.

При закачке горячей  воды в пласте формируется две  зоны: зона с падающей температурой и зона, не охваченная тепловым воздействием, с первоначальной пластовой температурой.

При закачке пара формируется  три зоны: первая зона с примерно одинаковой температурой, насыщенная паром, температура которой зависит  от давления в этой зоне. Вторая зона - зона горячего конденсата (воды), в  которой температура снижается от температуры насыщенного пара до начальной пластовой. Третья зона - зона, не охваченная тепловым воздействием, с пластовой температурой.

Вследствие расхода  теплоты, содержащейся в теплоносителе, на прогрев пласта и окружающих пород  тепловой фронт отстает от фронта вытеснения (теплоносителя), причем чем меньше толщина пласта, тем отставание больше при прочих равных условиях. Это объясняется тем, что при малой толщине пласта доля потерь теплоты в кровлю н подошву пласта больше и охлаждение теплоносителя происходит быстрее.

Однако такое отставание теплового фронта зависит еще  и от теплофизических и коллекторских  свойств пласта и теплоносителя, а также от эффективности вытеснения нефти водой (рис. 3.12). Из рисунка  видно, что при толщине пласта 10 м (линия 3) через год температурный фронт отстанет от фронта вытеснения в 13,3 раза (α = 0,075), а при толщине пласта 30 м (линия 1) - в 9,1 раза (α = 0,11).

При закачке пара также  происходит отставание температурного фронта от фронта вытеснения. Однако за счет скрытой теплоты парообразования при конденсации пара прогретая зона пласта увеличивается в 3 - 5 раз (в зависимости от сухости нагнетаемого пара и давления) по сравнению с закачкой горячей воды. В этом заключается одно из преимуществ использования пара по сравнению с горячей водой в качестве теплоносителя.

При закачке горячей  воды в зоне, не охваченной тепловым воздействием, происходит вытеснение нефти водой в изотермических условиях, а в нагретой зоне, в  которой температура изменяется от пластовой до температуры воды на забое скважины, - в неизотермическнх. При этом понижается вязкость нефти, улучшается соотношение подвижностей нефти и воды, происходит тепловое увеличение объема нефти и ослабление молекулярно-поверхностных сил. Все это приводит к увеличению нефтеотдачи.

При закачке пара в  зоне конденсации механизм вытеснения аналогичен механизму вытеснения при  закачке горячей воды. В первой зоне благодаря высокой температуре  происходит частичная разгонка легких компонентов нефти и переход  их из зоны пара в зону конденсаций, что также приводит к еще большему увеличению нефтеотдачи.

Роль каждого из перечисленных  факторов зависит как от температурной  обстановки в пласте, так и от физико-химических свойств пластовой  нефти (плотность, вязкость, наличие  легких компонентов и пр.).

Кроме того, на практике замечены увеличение и последующая  стабильность приемистости нагнетательных скважин при закачке горячей  воды. Однако при закачке пара в  результате действия пресного конденсата на глинистые компоненты пористой среды, приводящего к разбуханию глин, может наблюдаться и снижение приемистости.

3.10. Техника  закачки теплоносителя в пласт

Приготовление горячих  теплоносителей для закачки их в  пласт может осуществляться как  на поверхности, так и на забое  нагнетательной скважины. В первом случае (паровые или водогрейные котлы или различного рода нагреватели) неизбежны большие потери теплоты, а следовательно, и температуры теплоносителя при его движении от устья скважины до забоя. Поэтому закачка теплоносителя в глубокие скважины вообще может быть неэффективной. При установке генератора теплоты непосредственно на з;абое такие потери исключаются.

Технически гораздо  проще приготовить теплоноситель  на поверхности, нежели на забое скважины. Создание забойных теплогенераторов нужной производительности и надежности пока осуществить не удается.

Охлаждение горячей  воды при закачке можно рассчитать, например, по формуле, полученной согласно упрощенной расчетной схеме А. К). Намиотом. Результаты расчетов по этой формуле показаны на графике 3.13.

Рис 3.13. Изменение температуры  забоя от длительности закачки (Q = 600 м³/сут)

горячей воды с устьевой температурой 180 ºС при разных глубинах скважины

диаметром 168 мм:    1 - 500 м; 2 - 1000 м; 3 - 1500м

 

 

Как видно из рисунка, температура забоя в результате прогрева повышается и через некоторое  время стабилизируется. Потери температуры  при глубине 500 м составляют примерно 10 °С, при 1000 м - 17 °С и при 1500 м - 25 °С.

Представление о динамике прогрева самого пласта можно получить из рис. 3.14. Начальная температура  пласта принята 20 °С, забойная температура 170 °С (постоянная), фильтрация горячей  воды по пласту происходит с постоянной скоростью 0,006 м/ч. Такая скорость соответствует суточной закачке 720 м³/сут через нагнетательные скважины, расположенные на расстоянии 1000 м друг от друга (или 360 м³/сут при расстоянии 500 м между скважинами). Толщина пласта принята 10 м.

Рис. 3.14. Динамика прогрева линейного пласта во времени:

1- через 1 год; 2 - через  2 года; 3 - через 4 года; 4 - через 8 лет

 

Как видно из рис. 3.14, тепловой фронт при этих параметрах лишь через  год достигает расстояния около 80 м. Впереди этого фронта температура пласта будет оставаться первоначальной, и вытеснение нефти в основном объеме пласта будет происходить при обычных условиях.

Промышленная закачка  горячей воды в больших масштабах  была осуществлена на Узеньском месторождении (п-ов Мангышлак). Вначале воду готовили по двухконтурной схеме, так как питание котлов осуществлялось специально обработанной водой для предупреждения отложения солей. В скважины нагнеталась морская соленая вода, которая до поступления на КНС нагревалась во втором контуре в специальных теплообменниках. Опыт показал, что работа по такой схеме оказалась малоэффективной. Частые неполадки были связаны с коррозией, отложениями солей, водорослей, с прогоранием труб котельной установки и другими причинами. В нагнетательных скважинах необходимо было установить специальную устьевую арматуру, допускающую температурные расширения труб. Стоимость процесса оказалась высокой, а энергетический к.п.д. - низким.