Пароциклическое заводнение

Контрольная работа

Продвижение по пласту зон пара и горячего конденсата сопровождается потерями, уходом теплоты из нефтяного пласта в окружающие породы, которые пропорциональны температуре этих зон на границе с окружающими породами, температуре на поверхности контакта с ними, продолжительности контакта и др.

При малой толщине нефтяного пласта на границе с окружающими породами всегда будет высокая температура, относительная поверхность теплообмена (по отношению к объему пласта) также будет очень большой, вследствие чего при больших расстояниях между скважинами применение пара, как правило, неэффективно. Поэтому для оптимальной технологии и систем вытеснения нефти паром характерно то, что способствует сокращению потерь теплоты и достижению более полного и равномерного прогрева всего объема залежей.

С этой целью для этого метода выбирают нефтяные пласты с достаточно большой толщиной (15 м и более), вскрывают их в нагнетательных скважинах в средней части, системы размещения скважин принимают площадные с плотностью сетки от 1-2 до 4-8 га/скв, обеспечивает максимально высокий темп нагнетания пара с чередующейся закачкой пара и воды, после достаточного прогрева пластов переходят на их заводнение и др.

Реализуемые проекты.

Вытеснение нефти из пластов паром получило широкое применение во всех странах, разрабатывающих месторождения с высокой вязкостью нефти. Этот метод увеличения нефтеотдачи пластов имеет определенную область применения, достаточно хорошо изучен и испытан, подготовлен к промышленному применению и, без сомнения, будет широко применяться при наличии соответствующих экономических условий и технических средств.

В отечественной практике опытно-промышленные работы по закачке пара в пласты начали широко осуществляться с 60-х годов в Краснодарском крае, на Украине и др.

Вытеснение нефти тепловой оторочкой, перемещаемой по пласту нагнетанием вслед за паром холодной воды, было реализовано на месторождении Оха (о. Сахалин).

Эта технология обладает значительной эффективностью и теперь применяется в промышленном объеме в достаточно широком диапазоне геолого-физических свойств для залежей нефти в песчаниках, ранее разрабатываемых на естественных режимах истощения (месторождения Оха, Ярег-скос, Кенкиякское и др.) (рис. 4).

Метод вытеснения нефти паром в карбонатных коллекторах испытан незначительно.

В настоящее время метод испытывается в промышленных условиях на 12 месторождениях (16 объектов разработки).

18 стр., 8847 слов

Нефть: происхождение, состав, методы и способы переработки

... на поверхность, если же давление газов для этого недостаточно, в нефтяном пласту создают искусственное давление путём нагнетания туда газа, воздуха или воды. 5. ... месторождениях Ромашкинское, Ново-Елховское, Чекмагушское, Арланское, Краснохолмское, Оренбургское и другие. Значительная часть нефти, добываемая на промыслах Волго-Уральской нефтегазоносной области, поступает по нефтепроводам на местные ...

Испытываются различные модификации метода: вытеснение нефти паром, циклическое паротепловое воздействие на пласты, сочетание закачки пара в пласты с паротепловыми обработками призабойных зон добывающих скважин и т. д. За счет метода извлекается более 1 млн. т нефти в год.

С 1982 г. крупный промышленный проект вытеснения нефти паром осуществляется на месторождении Каражанбас. Пар закачивается в 27 нагнетательных скважин. Объем закачки пара превышает 400 тыс. т/год, а добыча нефти за счет метода — более 150 тыс. т/год. Эффективность процесса на месторождении установлена, масштабы применения метода расширяются.

В США широко применяется пар на месторождениях с высокой вязкостью нефти. Метод позволяет извлекать более 6 млн. т нефти в год, а совместно с пароциклическими обработками — более 12 млн. т в год.

В Венесуэле нефть при помощи вытеснения паром добывают на месторождениях с высоковязкой нефтью в районе оз. Маракаибо (Тиа Хуана, Боливар и др.) в объеме более 1 млн. т в год, а совместно с пароциклическими обработками — около 7 млн. т в год.

Рис. 4. Изменение во времени технологических показателей разработки опытного участка Кенкиякского месторождения при вытеснении нефти паром.

QB — содержание воды в продукции; QH — добыча нефти;

  • Qпар — закачка пара; nн — число нагнетательных скважин

Эффективность технологическая и экономическая. Технологический эффект зависит от равномерности прогрева пласта и степени использования теплоты для прогрева пласта и жидкостей. Применение пара на месторождениях с глубиной залегания высокопроницаемых пластов не более 500-800 м и вязкостью нефти выше 200-1000 мПа-с потенциально может обеспечить конечную нефтеотдачу пластов до 50-55 % против возможных 15-18 % при заводнении. Однако при неэффективной технологии процесса или при неподходящих (трещиноватых, с малой нефтенасыщенностью) объектах увеличение конечной нефтеотдачи пластов от применения пара может быть столь несущественным, что не компенсирует даже расхода нефти на производство пара.

При сжигании 1 т нефти в парогенераторах можно получить до 13-15 т пара. На некоторых месторождениях, например Бостон в Средней Азии, до 10 т пара расходовалось для получения 1 т нефти из пласта. Ясно, что такой процесс не может быть эффективным.

При благоприятных условиях вытеснения нефти паром расходуется всего 2,5-3,5 т пара на 1 т дополнительной добычи нефти. Такую удельную эффективность процесса вытеснения нефти паром можно считать вполне удовлетворительной, так как за счет 1 т нефти, сожженной в парогенераторе, можно получить 4-5 т нефти из пласта.

Рис. 5. Изменение среднего дебита нефти q во времени на опытном

участке закачки пара Кенкиякского месторождения.

1 — средний расчетный дебит одной скважины без закачки пара; 2 — фактический средний дебит одной скважины при закачке пара; заштрихованная область — эффект от применения пара

Технологическую эффективность метода можно увеличить закачкой перед паром оторочки углеводородного растворителя, если он не вызывает выпадения асфальтенов в пласте.

3 стр., 1127 слов

Сланцевая нефть в современном мире:методы добычи

... радикальным методом. Имени Гагарина Ю.А.» Кафедра: РЕФЕРАТ По дисциплине: Нетрадионные источники углеводородов, Тема: Сланцевая нефть в современном мире:методы ... в сланцевых пластах была пробурена в США в 1821 году Уильямом Хартом (англ. William Hart) во Фредонии, Нью-Йорк, который считается в ... нефти в США на 39 %. Данный инцидент может вызвать массовую переоценку сланцевых запасов по всему миру. В ...

Экономическая эффективность вытеснения высоковязкой нефти паром определяется его стоимостью, ценой нефти, удельной эффективностью процесса, расходом пара на 1 т добычи дополнительной нефти. Затраты на добычу 1 т нефти могут составлять от 15-20 до 30-50 руб.

Эффект в добыче нефти от применения пара проявляется очень быстро, через 1 -1,5 года после закачки, затем в течение 2-4 лет поддерживается постоянным, после чего резко падает за 2-3 года до экономического предела (рис. 5).

Недостатки, ограничения, проблемы. К недостаткам метода вытеснения нефти паром следует прежде всего отнести необходимость применения высококачественной чистой воды для парогенераторов, чтобы получить пар с насыщенностью 80 % и теплоемкостью 5000 кДж/кг. В воде, питающей парогенератор, должно содержаться менее 0,005 мг/л твердых взвешенных частиц и полностью должны отсутствовать органические вещества (нефть, соли), растворенный газ (особенно кислород), а также катионы магния и кальция (нулевая жесткость).

Обработка воды химическими реагентами, умягчение, удаление газов, обессоливание требуют очень больших расходов, иногда достигающих 30-35 % от общих расходов на производство пара.

Вытеснение нефти паром из песчаных пластов после прогрева и подхода фронта пара к добывающим скважинам сопровождается выносом песка, а из глинистых пластов — снижением их проницаемости, что создает дополнительные трудности.

Отношение подвижностей пара и нефти хуже, чем отношение подвижностей воды и нефти, поэтому охват пласта вытеснением паром ниже, чем при заводнении, особенно в случае вязкостей нефти более 800-1000 мПа·с. Повышение охвата пластов процессом вытеснения нефти паром — одна из основных проблем, требующих решения. Другая, наиболее сложная проблема при применении пара — сокращение потерь теплоты через обсадные колонны нагнетательных скважин, которые в обычных условиях достигают 3-4 % на каждые 100 м глубины скважины.

При больших глубинах скважин (1000 м и более) потери теплоты в нагнетательных скважинах могут достигать 35-45 % и более от поданной на устье скважины, что сильно снижает экономическую эффективность процесса. Термоизоляция паронагнетательных труб особенно в глубоких скважинах снижает эти потери, но при этом встречаются технические трудности. Цементация колонны должна осуществляться до самого устья скважины. Цемент должен быть расширяющимся со специальными добавками (до 30-60 % кремнезема), термостойким.

Все сказанное обусловливает основное ограничение на применение метода -глубина не более 800-1000 м. С повышением темпа нагнетания пара потери теплоты резко снижаются.

Метод вытеснения нефти паром практически совсем не испытан в карбонатных коллекторах. Взаимодействие пара с карбонатными породами будет вызывать их диссоциацию (разложение), сопровождающуюся образованием углекислого газа, кальция, магния и др. Хотя наличие углекислого газа в пласте может улучшать процесс вытеснения нефти паром, не исключена возможность засорения пористой среды образовавшимися твердыми веществами, т. е. снижения продуктивности пластов.

Будущее метода. Методу вытеснения нефти паром отводится роль основного, наиболее эффективного способа извлечения остаточных запасов высоковязкой нефти. По своему механизму и многообразию происходящих в пласте процессов при вытеснении нефти паром этот метод может претендовать на наиболее универсальный из всех известных для высоковязких нефтей.

17 стр., 8059 слов

Методы разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов

... протекают в скважине, и даже при больших запасах трудно отбирать большие дебиты. Высоковязкие нефти на ... залежей тяжелых нефтей. Изучаются и совершенствуются методы воздействия горячей водой, растворителями, щелочами, паром, кислотами, технологии ... пластам, залегающим на глубине от 50 до 400 м и охватывающим почти весь разрез пермской системы. Битумы тяжелые (плотность 962,6–1081 кг/м 3 ), высоковязкие ...

В будущем никаких радикальных изменений в технологии метода не произойдет. Изменятся лишь меры, направленные на повышение охвата пластов тепловым воздействием и на замену нефти в парогенераторах низкокалорий ным топливом (торф, уголь и др.).

В США, располагающих большими запасами высоковязкой нефти, за счет применения этого метода в будущем предполагают извлечь более 1,3 млрд. т, т. е. до 30 % всех дополнительных запасов, извлекаемых третичными методами. Потенциально методом может быть извлечена большая доля известных запасов нефти, отвечающих критериям его применимости.

Механизм процесса.

Циклическое 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. 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 происходят 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, т. е. 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.

Технология пароциклического воздействия.

Технология пароциклического воздействия на пласты состоит в следующем.

В добывающую скважину в течение двух-трех недель (максимум 1 мес.) закачивают пар в объеме 30-100 т на 1 м толщины пласта.

Объем закачиваемого пара должен быть тем больше, чем больше вязкость пластовой нефти и чем меньше пластовой энергии имеется для ее движения.

После закачки пара скважину закрывают и выдерживают в течение одной-двух недель — периода, необходимого для завершения процесса тепло- и массообмена, капиллярного противотока, перераспределения нефти и воды в пористой среде. Чем меньше пластовой энергии в пласте, тем меньше должен быть период выдержки, чтобы использовать давление пара для добычи.

20 стр., 9557 слов

Анализ строения залежи нефти пласта П Лозового месторождения ...

... Курсовая работа по анализу строения месторождения позволит уточнить исходные составляющие геологической модели и определить направления доразведки месторождения. 1.1 Геолого-промысловая характеристика продуктивных пласта П Пласт ... году по результатам бурения 43 поисково-разведочных скважин Тюменским геологическим управлением был проведен подсчет запасов нефти и растворенного газа. Запасы нефти ...

Затем скважину эксплуатируют до предельного рентабельного дебита нефти в течение 8-12 недель. Полный цикл занимает 3- 5 мес. и более.

Вслед за первым осуществляют второй и последующие циклы с большей продолжительностью выдержки.

Обычно всего бывает пять-восемь циклов за три-четыре года, иногда до 12-15 циклов, после которых эффект от пароциклического воздействия иссякает и уже не оправдывает расходов на пар. Так как этим способом невозможно доставить теплоту на большую глубину, сетка размещения скважин должна быть достаточно плотной (не более 1-2 га/скв).

Эффективность от пароциклического воздействия

на пласты выражается:

  • в очистке, прогреве призабойной зоны пласта, повышении ее проницаемости, снижении вязкости нефти;
  • в повышении дебита скважин и их продуктивности;
  • в увеличении охвата дренированием призабойных зон пласта и, за счет этого, конечной нефтеотдачи, которая может достигать 10-12 и даже 25-30 % (Боливар, Венесуэла) против 3-4 % без воздействия паром.