Термические методы добычи нефти

Современная технология нефтедобычи обеспечивает извлечение 20-40 % в зависимости от физико-геологических условий залегания и вязкости нефти, а в пластах с высоковязкой нефтью (свыше 25—30 сП) обычная технология добычи экономически неэффективна. Доля высоковязкой нефти будет возрастать, а следовательно, поиски путей перевода вязкой и высокопарафинистой нефти в подвижное состояние становятся актуальной проблемой нефтедобычи.

Исследованиями А.М. Шейнемана, Э.Б. Чекалюка, К.А. Оганова. А.Р. Гарушева и др. установлено, что созданием термических и термодинамических воздействий в пласте можно получить условия для резкого увеличения подвижности нефти в пласте.

Различают термические методы воздействия на скважину и ее призабойную зону за счет устьевых и глубинных нагревателей. Но наиболее эффективно термическое воздействие на пласт, которое может быть осуществлено за счет энергии и топлива из наземных и подземных источников.

Есть предложение по подземному освоению нефти водой с высокими термодинамическими параметрами. Лабораторные опыты показали, что система вода—нефть взаиморастворимы при температуре свыше 300° С и давлении более 20 МПа.

Воздействие на цризабойную зону осуществляется устьевыми и глубинными нагревательными устройствами за счет горячей воды, пара, газа, термохимической и электротепловой обработки, а также их сочетанием с другими средствами воздействия (кислотной обработкой, ПАВ, гидроразрывом).

Метод электрического прогрева забоя скважин используется с 1930 г. Конструкция электронагревателя показана на рисунке 14.1.

а—трубные (А—внешний, Б—внутренний); 1 – токопровод; 2 – изоляционный слой; 3 – провод накала; 4 – сердечник нагревателя; 5 – подъемная труба; б – забойный; 1 – фильтр; 2 – кабель; 3 – сальниковый ввод; 4 – нагревательный элемент; 5 – кожух нагревателя; 6 – головка кожуха; в – проточный (США) с прямыми трубчатыми нагревательными элементами; 1 – насосно-компрессорная труба; 2 – кожух нагревателя; 3 – трубчатые нагревательные элементы; 4 – кабель; 5 – прокладка

Рисунок 14.1 – Электронагреватели

Наибольшее распространение получили электронагреватели, работающие по принципу сопротивления или индукции.

Эффективность электротепловой обработки в значительной степени зависит от правильности выбора скважины и интервала для прогрева. Продолжительность операции прогрева, а следовательно, и количество введенного в пласт тепла зависят от требуемой температуры прогрева. Минимальная температура прогрева определяется температурой плавления парафино-смолисто-асфальте-новых веществ и колеблется в пределах 45-55 °С. Максимальная температура прогрева ограничивается возможностью образования кокса при повышенных температурах и на практике принимается равной 150—180 °С.

Воздействие на пласт в целом состоит в закачке в пласт нагретых агентов-теплоносителей (вода, пар, газ) или создании в пласте внутрипластового движущегося очага горения (ВДОГ) за счет частичного сжигания нефти. В процессе усовершенствования технологии тепловой обработки пласта было предложено создавать вокруг скважины высокотемпературную зону определенного радиуса, а затем нагнетать ненагретую воду, которая перемещает «тепловую оторочку» по пласту, увеличивая зону охвата тепловой обработки.

Сущность процессов, происходящих в нефтяном пласте при его термической обработке. При подводе тепла к забою скважины с поверхности горячий теплоноситель нагнетают в пласт через ствол скважины, который является плохо изолированным проводником тепла. Это вызывает большие потери тепловой энергии (особенно в начале нагнетания). Тепловые потери находятся в прямой зависимости от разности температур теплоносителя и окружающих пород, а также от теплопроводности последних и тепла теплоинжекции. Распределение температур по стволу нагне­тательной скважины показано на рисунке 14.2 [10].

Нагревание пласта глубинными нагревателями происходит очень медленно. Так, если нагреть нефть на забое скважины до 250 °С и поддерживать эту температуру в течение 90 ч, то на расстоянии 1, 2 м от скважины пласт нагреется до 40 °С, а на расстоянии свыше 2 м повышения температуры практически не будет. Поэтому промышленное применение данного метода ограничивается нагревом призабойной зоны.

Тепловые процессы в пласте при нагнетании жидкости в него обусловливаются интенсивным теплообменом между теплоносителем и скелетом пласта, конвективным переносом тепла по направлению движения теплоносителя, различными тепловыми эффектами. Кроме того, на тепловые процессы, происходящие в пласте, влияет сильное торможение тепловых эффектов (из-за большой инертной теплоемкости пористого тела пласта и неизбежных тепловых потерь через кровлю и почву пласта (рисунок 14.3)).

Конвективная передача тепла возможна при нагнетании в пласт горячих теплоносителей, нагревающих пористую среду. Этим способом можно добиться ввода в пласт тепловой энергии в размерах, намного превышающих теплопроводные потоки. Однако конвективный поток ограничивается приемистостью скважины, качеством нагнетаемого теплоносителя и совершенно не зависит от условий теплопроводности пласта. Путем подбора количества и качества нагнетаемого теплоносителя можно регулировать темпы процесса теплового воздействия на пласт (предложение Э.Б. Чекалюка и А.А. Чарушева).

Тепловые процессы при горении в пористой среде. При создании в пласте очага горения помимо самого процесса горения осуществляется также и конвективный перенос тепла потоком воздуха и продуктами горения. Существенное влияние на изменение температуры в элементе объема пористого тела оказывают в основном выделение тепла при горении и баланс теплопроводных и теплоконвективных потоков. В качестве окислителя может использоваться атмосферный воздух, закачиваемый в пласт, в качестве топлива — часть остаточной пластовой нефти или закачиваемая в скважину газовоздушная смесь. Горение в нефтяном пласте можно осуществить лишь при наличии в нем тяжелой нефти, оставляющей за собой при вытеснении и нагревании достаточное количество кокса. Горение легкоподвижной нефти не позволяет создать стационарный очаг горения. Для стабилизации горения в нефтяной пласт необходимо доставлять недостающее количество топлива вместе с воздухом. По пути движения очага горения ширина горючей зоны в пласте увеличивается. Это приводит к повышению расхода тепла на тепловую обработку пласта и ускорению темпов обработки (рисунок 14.4) [10].

1, 2 — соответственно при малом и большом расходе теплоносителя; Г — геотермическое распределение температур; ОО'— точки инверсии температуры; Т_з Δ Т_о и Т_н — соответственно температура в забое, охлаждения и нагревания

Рисунок 14.2 – График изменения температуры Т_т нагнетаемого в скважину теплоносителя с увеличением глубины h_с скважины

Технология создания очага горения в пористой среде заключается в следующем. Сначала при помощи забойной горелки или электронагревателя поднимают температуру в забое до точки самовоспламенения кокса, а затем нагнетают в скважину воздух. Максимальный экономический эффект процесса (минимальные тепловые потери и расход горючего) обеспечивается предельно высокими темпами нагнетания воздуха при предельно низкой температуре горения.

При нагнетании в скважину горючей газовоздушной смеси температуру в зоне горения можно регулировать с поверхности путем изменения состава смеси.

а — при нагнетании теплоносителя; б — при ВДОГ; r_з.нп — зона нагрева пласта; r_в.з — радиус выгоревшей зоны; r_ф.г — радиус фронта горения

Рисунок 14.3 – Условная схема потерь тепла в кровлю и подошву нефтеносного пласта

Оборудование скважины, при термической обработке пласта. Для уменьшения тепловых деформаций обсадных труб и снижения тепловых потерь нагнетание теплоносителя, как правило, ведется по специально опущенным трубам, отделенным от обсадных специальным пакером. Для снятия температурных напряжений подводящих труб используются всевозможные компенсационные соединения (рисунок 14.5).

4 5 6 7 8

1 – нагнетательная скважина; 2 – паровое плато; 3 – эксплуатационная скважина; 4 – выжженная зона; 5 – фронт горения; 6 – зона пара; 7 — вал горячей воды и легких углеводородов; 8 – вал нефти

Рисунок 14.4 – Распространение фронта внутрипластового горения

При использовании движущегося очага горения к подземному оборудованию предъявляются повышенные требования, так как оно подвергается воздействию высокой температуры (до 800— 900 °С) и сероводорода, выделяющегося при сжигании серосодержащей нефти. В этом случае башмак обсадных труб в пределах нефтеносного интервала оборудуется трубами, устойчивыми к коррозии и высокой температуре. Башмак свободно подвешивается к кровле, а ствол скважины в зоне горения не обсаживается.

Эффективность применения термического метода обработки нефтяных скважин в значительной степени зависит от правильного выбора оборудования. Для подогрева призабойной зоны используются всевозможные конструкции нагревателей (электрические, газовые, жидкостные).

Идея использования попутных нефтяных газов или самой нефти для подогрева призабойной зоны привела к созданию забойных горелок, которые используются как для борьбы с парафинизацией в призабойной зоне, так и для создания теплового очага воздействия на пласт в целом. В зависимости от используемого топлива забойный нагреватель называется газовой горелкой (термоинжектором) или жидкостным термоинжектором (рисунок 14.6).

Оборудование для обработки пласта паром и горячей водой. Устьевое оборудование скважин должно обеспечивать компенсацию теплового удлинения труб, которое в глубоких скважинах может достигать нескольких метров. На рисунке 14.7 показана принципиальная схема обвязки устья скважин для паротепловой обработки, предусматривающая безопасность работ и возможность проведения необходимого комплекса исследований. При нагнетании теплоносителя с поверхности основным технологическим оборудованием является передвижная паровая установка (ППУ) для приготовления теплоносителя.

Интересен опыт паротепловой отработки Ярегского нефтяного месторождения. Суть технологии ясна из рисунка 14.8. Удельный расход пара 2, 5 т/т, извлечение нефти превышает 50 %..[10].

а — сальникового устройства, обеспечивающего взаимную подвижность обсадной и насосно-компрессорных колонн; б и в—телескопических устройств, обеспечивающих удлинение насосно-компрессорных труб соответственно без подъема насоса и в процессе отбора жидкости

Рисунок 14.5 – Усовершенствованные варианты оборудования и обвязки устья паротепловых скважин

1 — запальное устройство; 2 — центральный лифт: 3 —наружный лифт; 4 — форкамера; 5 — воздухораспределитель; 6 — сальник; 7, 8 — секции жаровых труб; 9— камера сгорания; 10 — насос; 11 — кожух; 12 — посадочное гнездо

Рисунок 14.6 – Термоинжектор

1 — колонна обсадных труб; 2 — тройник; 3 — лубрикатор; 4 — головка лубрикатора с роликом; 5—манометр; 6 — термометр

Рисунок 14.7 – Обвязка устья скважины при паротепловой обработке