Опыт на промышленные работы по термическим методам воздействия на зарубежных объектах

В большинстве нефтедобывающих стран мира, даже в тех, которые обеспечены запасами на 50 и более лет, забота о полноте извлечения нефти из недр становится все более приоритетной. Создаются такие экономические условия, при которых недропользователям выгодно развивать и применять современные методы увеличения нефтеотдачи. Одновременно фискальная система и система контроля со стороны государства не допускают получения сверхприбылей за счет интенсивной выборочной обработки активных запасов. Недропользователи, которые пренебрегают современными методами увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов нефти, во-первых, платят налоги сполна, а во-вторых, их акции теряют в цене. Потому, например, в США недропользователи обязаны ежегодно сдавать  аудит запасов в Федеральную Комиссию по биржам и ценным бумагам (SEC).

Приведенные выше истины помещены именно в данном разделе «Концепции» для того, чтобы подчеркнуть, что речь в нем идет не просто о терминологии, а о важном социально значимом компоненте механизма и системы государственного управления рациональным использованием запасов нефти.

В большинстве нефтедобывающих стран запасы нефти являются национальным достоянием и служат, в первую очередь, для повышения благосостояния народа. Именно поэтому цивилизованные  государства берут на себя заботу о сохранении и увеличении извлекаемых запасов нефти за счет повышения нефтеотдачи. Во многих странах эта задача решается надежно и прозрачно. Для этого создаются стимулы для испытаний и применения третичных и четвертичных методов увеличения нефтеотдачи. Одновременно устанавливается одинаковый для всех недропользователей налог или рента, не допускающие получение сверхприбыли. Желает недропользователь иметь стимулы – применяет четко определенные методы увеличения нефтеотдачи, не желает – платит налоги сполна.

В нашей стране формирование такой справедливой системы осложняется следующими факторами: 

1. Отсутствие вразумительной государственной концепции в вопросах повышения нефтеизвлечения .
2. Чрезмерная обеспеченность извлекаемыми запасами большинства крупных нефтяных компаний, что позволяет им обеспечивать нынешний уровень добычи нефти в основном за счет отработки активной  доли запасов, потенциал добычи из которых составляет 315 - 405 млн.тонн в год (см. Таблицу1). Именно поэтому применяются технологии интенсификации добычи нефти из этих запасов, а методы повышения нефтеотдачи практически не используются.
3. Отсутствие веры многих руководителей крупных нефтяных компаний в то, что наше государство на данном этапе развития рыночных отношений в состоянии сформировать прозрачный и справедливый механизм государственного управления рациональным использованием запасов нефти, свободный от лоббирования и коррупции и основанный на гармонизации интересов государства, недропользователя и инвестора.

 

В свете сказанного выше при формировании “Концепции” определению термина “методы увеличения нефтеотдачи” придавалось первостепенное значение, ибо от четкости этого определения в значительной мере зависит степень прозрачности всей системы государственного управления рациональным использованием запасов нефти, в том числе и степень гармонизации экономических интересов субъектов нефтяного бизнеса.

Анализ мировой и отечественной практики, учет несовершенства нынешнего этапа рыночных отношений в нашей стране диктуют необходимость отнесения к методам увеличения нефтеотдачи только третичных и четвертичных методов, т.е. тепловых, газовых и физико-химических, их сочетание между собой и с заводнением.

Именно стимулирование этих методов позволит в сжатые сроки кардинально повысить потенциал нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов, а следовательно, и переломить многолетнюю негативную тенденцию ее снижения.

Что касается улучшенных методов заводнения, то эти методы в нашей стране применяются в основном для улучшения разработки активных запасов. Такие мощные средства интенсификации, как ГРП, горизонтальные скважины, боковые стволы, которые для этого применяются, не ухудшают в целом экономические показатели проектов, хотя не всегда дают и ежеминутную выгоду. Об этом, в частности, свидетельствуют показатели большинства проектов, представленных на ЦКР Минэнерго.

В целом, применение улучшенных методов заводнения в лучшем случае  могут обеспечить достижение проектной нефтеотдачи, а потому решить проблему повышения нефтеотдачи в стране с их помощью не удается.

Таким образом, предлагаемое в “Концепции” определение термина “методы увеличения нефтеотдачи” позволяет:

• установить максимально возможную прозрачность стимулирования работ по повышению нефтеотдачи в стране;
• установить единую фискальную систему, исключающую получение сверхприбылей, а значит, увеличить бюджетные возможности для решения проблемы преодоления бедности;
• создать условия для преодоления негативной тенденции снижения нефтеотдачи в возможно короткие сроки;
• создать условия для развития отечественных методов увеличения нефтеотдачи и диверсификации нефтедобычи на основе развития отечественных смежных отраслей по техническому и информационному оснащению методов увеличения нефтеотдачи.

 

2.ТЕПЛОВЫЕ МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ  НЕФТЕОТДАЧИ

 

Тепловые МУН – это методы интенсификации притока нефти и повышения продуктивности эксплуатационных скважин, основанные на искусственном увеличении температуры в их стволе и призабойной зоне. Применяются тепловые МУН в основном при добыче высоковязких парафинистых и смолистых нефтей. Прогрев приводит к разжижению нефти, расплавлению парафина и смолистых веществ, осевших в процессе эксплуатации скважин на стенках, подъемных трубах и в призабойной зоне.

При тепловых методах повышения нефтеотдачи пластов коллектор подогревается, чтобы снизить вязкость нефти и/или испарить ее. В обоих случаях нефть становится более подвижной и ее можно более эффективно направлять к добывающим скважинам. Помимо добавочного тепла в этих процессах создается движущая сила (давление).

 

2.1 Пароциклические  обработки скважин

 

Циклическое нагнетание пара в пласты, или пароциклические обработки добывающих 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. 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.

Механизм процессов, происходящих в пласте, довольно сложный и сопровождается теми же явлениями, что и вытеснение нефти паром, но дополнительно происходит противоточная капиллярная фильтрация, перераспределение в микронеоднородной среде нефти и воды (конденсата) во время выдержки без отбора жидкости из скважин. При нагнетании пара в пласт он, естественно, внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне пласта происходит активное перераспределение насыщенности за счет капиллярных сил: горячий конденсат вытесняет, замещает маловязкую нефть из мелких пор и слабопроницаемых линз (слоев) в крупные поры и высокопроницаемые слои, то есть меняется с ней местами.

Именно такое перераспределение насыщенности пласта нефтью и конденсатом и является физической основой процесса извлечения нефти при помощи пароциклического воздействия на пласты. Без капиллярного обмена нефтью и конденсатом эффект от пароциклического воздействия был бы минимальным и исчерпывался бы за первый цикл.

Ввиду радиального притока жидкости в скважину, на единицу площади призабойной зоны приходится наибольшее количество поверхностно-активных компонентов. Снижение проницаемости призабойной зоны может быть обусловлена выпадением содержащихся в нефти парафина и асфальтено-смолистых веществ, а также отложением их на поверхности породы и стенках скважины. Поверхности частиц песка или других пород скелета пласта могут служить такими же центрами кристаллизации, как и шероховатые поверхности стенок насосно-компрессорных труб.

Опыты Ф.А. Требина показали, что явление затухания фильтрации с повышением температуры снижается, и при 60-65°С для большинства нефтей оно почти исчезает. Повышение температуры препятствует также выделению из нефти парафина и асфальтено-смолистых веществ. Указанные факты показывают, что для повышения производительности скважин тепловое воздействие на призабойную зону является одним из важных методов.

Тепловое воздействие на призабойную зону может быть осуществлено путем электропрогрева или закачкой пара. На этапе нагнетания пара в пласт он преимущественно внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне пласта, за счет противоточной капиллярной пропитки, происходит активное перераспределение жидкостей: горячая вода и пар проникают в менее проницаемые пропластки, вытесняя оттуда прогретую нефть в более проницаемые слои.

Технология пароциклического воздействия на пласт заключается в последовательной реализации трех операций (этапов).

Этап 1. В добывающую скважину в течение двух-трех недель закачивается пар в объеме 30-100 т на один метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта. При этом происходит нагревание скелета пласта, содержащейся в нем нефти, температурное расширение всех компонентов, повышение давления в призабойной зоне. Объем закачиваемого пара должен быть тем больше, чем больше вязкость нефти в пластовых условиях и чем меньше давление в пласте.

Этап 2. После закачки пара скважину закрывают на «паропропитку» и выдерживают для конденсации пара и перераспределения насыщенности в пласте. В этот период происходит выравнивание температуры между паром, породами пласта и насыщающих его флюидов. При снижении давления в зону конденсации устремляется оттесненная от призабойной зоны пласта нефть, ставшая более подвижной в результате уменьшения вязкости при прогреве. В период конденсации пара происходит и капиллярная пропитка – в низкопроницаемых зонах нефть заменяется водой.

Этап 3. После выдержки скважину пускают на режим отбора продукции, при котором эксплуатацию ведут до предельного рентабельного дебита. По мере остывания прогретой зоны пласта в процессе эксплуатации дебит скважины постепенно уменьшается. Этот процесс сопровождается уменьшением объема горячего конденсата, что приводит к снижению давления в зоне, ранее занятой паром. Возникающая при этом депрессия является дополнительным фактором, способствующим притоку нефти в эту зону.

Эти операции (этапы) составляют один цикл. Фазы каждого цикла, а также объемы закачки пара (на 1 м эффективной толщины пласта) – величины непостоянные и могут меняться от цикла к циклу для получения максимального эффекта.

На практике период нагнетания пара обычно равен одной неделе, редко – более трех недель, а период выдержки длится 1-4 сут, иногда больше, в зависимости от характеристик пласта. Последующая добыча с повышенным дебитом может длиться от 4 до 6 месяцев, после чего цикл работ повторяется.

 

2.2 Прогрев призабойной зоны скважин

 

Прогрев ПЗС производят также с помощью спуска на забой скважины нагревательного устройства - электропечи или специальной погружной газовой горелки.

Однако электропрогревом, вследствие малой теплопроводности горных пород, не удается прогреть более или менее значительную зону, и радиус изотермы с избыточной температурой 40 °С, как показывают расчеты и исследования, едва достигает 1 м.

При закачке теплоносителя радиус зоны прогрева легко доводится до 10 - 20 м, но для этого требуются стационарные котельные установки - парогенераторы. При периодическом электропрогреве ПЗС в скважину на специальном кабеле-тросе спускают на нужную глубину электронагреватель мощностью несколько десятков кВт. Повышение мощности приводит к повышению температуры в зоне расположения нагревателя до 180 - 200 °С, вызывающее образование из нефти кокса.

Практика использования электропрогрева ПЗС показала, что температура на забое стабилизируется через 4 - 5 сут непрерывного прогрева. В некоторых случаях стабилизация наступает через 2,5 сут (рис. 1).

 

Рис. 1. Изменение температуры на забоях скважины во времени при электропрогреве: 1 - 21 кВт; 2 - 10,5 кВт; 3, 4 - 21 кВт; 5, 6, 7 - 10,5 кВт.

Кривые 1, 2 - для скважин Арланского месторождения, остальные - для Ишимбайского

 

Измерения температуры по стволу скважины показали, что нагретая зона распространяется примерно на 20 - 50 м вверх и на 10 - 20 м вниз от места установки электронагревателя. После его отключения температура на забое падает со скоростью примерно 3 - 5 °С/ч. Поэтому пускать скважину в работу после электропрогрева необходимо без промедления. Эффект прогрева держится примерно 3 - 4 мес. Повторные прогревы, как правило, показывают снижение эффективности.

По результатам 558 электропрогревов в Башкирии эффективных было 64,7 %, при этом на каждую эффективную обработку получено 336 т дополнительной нефти. В Сахалиннефти по данным 670 операций средняя эффективность составила 63 т дополнительной нефти на 1 обработку.

нефтеотдача пласт скважина пар

2.3 Вытеснение нефти  перегретым паром

 

Вытеснение нефти паром – метод увеличения нефтеотдачи пластов, наиболее распространенный при вытеснении высоковязких нефтей. 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, 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.