СКАЧАТЬ:  22.zip [279,48 Kb] (cкачиваний: 144)

 

 

1. ОСНОВНЫЕ ПРЕДПОСЫЛКИ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПРИ ТЕПЛОВОМ ВОЗДЕЙСТВИИ НА НЕФТЯНОЙ ПЛАСТ

Одним из эффективных методов для разработки залежей высоковязкой нефти  и битумов являются тепловые  методы. Для реализации тепловых методов воздействия на пласт ис­пользуют широко доступные агенты - воду и воздух (окисли­тель).   Применение этих методов не требует больших  объе­мов химических реагентов, необходимых для внедрения фи­зико-химических методов повышения  нефтеотдачи пластов. Важнейшее преимущество термических методов по сравне­нию с другими методами заключается в возможности дости­жения более высокой нефтеотдачи при различных геолого-физических   условиях   залегания   нефтяных   месторождений. Нередко термические  методы   применяют  в  таких   случаях, когда никаким другим способом извлечь нефть из пласта не удается.

В процессе нагнетания в пласт высокотемпературных рабочих агентов (пар, горячая вода, парогаз, воздух, продук­ты горения) в пласте проявляются практически нее извест­ные механизмы вытеснения нефти, сопровождающиеся раз­нообразными фазовыми переходами, значительно влияющи­ми на увеличение нефтеотдачи пласта

К тепловым методам повышения нефтеотдачи относятся вытеснение горячей водой, паром, внутрипластовое горение и тепловая обработка призабойной зоны скважин

Механизм повышения нефтеотдачи при тепловом воз­действии на пласт основан на таких физических предпосыл­ках, как снижение вязкости нефти при нагревании, увеличе­ние ее подвижности в пласте, изменение смачиваемости и поверхностного натяжения, тепловое расширение, испарение и конденсация легких фракций нефти, капиллярные эффекты и другие.

Влияние температуры на вязкость нефти При увели­чении температуры вязкость жидкостей резко уменьшается. Зависимость вязкости от температуры приблизительно опи­сывается экспоненциальным законом

ц= а.е"^;|, где а. в - числовые коэффициенты

Наиболее резкое изменение вязкости нефти и смолисто­го остатка происходит в интервале температуры 15 - 1()0°С. Вязкость нефти снижается менее интенсивно, чем смолисто­го остатка. Так, но данным Кочешкова Л.А. и Хомугова В.И. при повышении температуры от 20°С до 100°С вязкость ух­тинской нефти уменьшилась от 180 до 20 мПа.с. Дальнейшее повышение температуры до 200°С приводит лишь к неболь­шому снижению ее вязкости - до 12 мПа.с [66] (рис. 1.1, 1.2).

Результаты лабораторных исследований реологических параметров и физико-химических свойств природных биту­мов, проведенных в институте ТатНИПИнефть, показали, что при повышении температуры от пластовой до 150 - 200°С вязкость и динамическое напряжение сдвига битумов сни­жаются на несколько порядков и приближаются к величинам, соответствующим параметрам обычных нефтей. Это является благоприятным фактором для применения тепловых методов извлечения битумов из пласта.

Влияние температуры на межфазное натяжение. С ростом температуры в системе нефть - вода уменьшается межфазное натяжение и увеличивается смачиваемость поро­ды водой.

Объектами применения тепловых методов являются за­лежи тяжелой высоковязкой нефти, содержащей большое число тяжелых компонентов, адсорбция которых на поверх­ности пористой среды приводит к ее гидрофобизации. По­вышение температуры снижает адсорбционные силы и сте­пень гидрофобности поверхности пористой среды, а это, в свою очередь, способствует интенсификации вытеснения нефти капиллярными силами.

Влияние температуры на остаточную нефтенасы-щенность. При увеличении температуры уменьшается оста­точная нефтенасыщенность пласта, следовательно, увеличи­вается коэффициент вытеснения Влияние температуры на остаточную нефтенасышенность является следствием одно­временно двух факторов, указанных выше: уменьшения вяз­кости нефти и межфазного натяжения на границе нефть- во­да, а также увеличения смачиваемости породы водой[ 12|.

Указанный -эффект подтвержден многочисленными ла­бораторными опытами различных исследователей. Гак, при вытеснении арланской нефти горячей водой с предваритель­ным   нагревым   пористой среды   Мустаевым Я.А. и др. полу-

U

Л

I— CJ

о

х: сп гл

CD

<<а       во       izo       1бо      zoo Температура. °С

Рис. 1.1. Зависимость вязкости нефти от температуры и плотности.

мПя •«$

50

2DD      Т D

Рис.1.2. Зависимость вязкости нефти тульского горизонта Архангельского месторождения от температуры.

 

чено, что конечный коэффициент вытеснения с повышением температуры увеличивается с 0.36 при 10°С до 0,81 при 200°С В этих опытах безводный коэффициент вытеснения увеличился с 0,1 5 до 0,65

Влияние температуры на подвижность нефти. Сни­жение вязкости нефти при нагреве приводит к увеличению ее подвижности в пластовых условиях

Дистилляция и конденсация. Мри высокой температу­ре легкие фракции нефти испаряются, затем, попадая в хо­лодные участки пласта, конденсируются. В опытах с кенки-якской нефтью ВНИИнефть было получено, что при темпе­ратуре 145°С в опытах по вытеснению из модели пласта ис­парение легких фракций нефти составило примерно 18 %

Факт частичной дистилляции нефти под действием вы­сокой температуры выявлен и в лабораторных опытах по вы­теснению битумной нефти паром Мордово-Кармальского и Ашальчинского месторождений Так, вязкость пробы, ото­бранной в начале опыта составляет 4633 мПа.с при темпера­туре !0°С. в середине опыта - 5849 мПа.с при вязкости ис­ходного битума 4899 мПа.с. Первоначально перегоняюшиеся при температуре пара фракции обогащают вытесняемый би­тум легкими компонентами, которые конденсируются в хо­лодной зоне модели пласта, снижая его вязкость В дальней­шем при более высокой температуре извлекаются тяжелые компоненты битума, которые, смешиваясь с исходной неф­тью, повышают ее вязкость

1.1. Вытеснение нефти горячей водой

Анализируя влияние теплового воздействия на физико-химические свойства пластовой нефти, можно сделать вы­вод, чю для повышения нефтеотдачи залежей высоковязкой нефти необходимо увеличивать температуру нефтяного пла­ста Этого можно добиться путем нагнетания в пласт нагре­той жидкости В качестве теплоносителя наиболее подходя­щим является вода, которая способна переносить гораздо большее количество тепла в расчете на единицу массы, чем другие жидкости

При закачке нагретой жидкости в пласте можно выде­лить три основные зоны (рис I 3) В зоне 1, двигаясь по пла­сту, горячая вода отдает породе свою теплоту, r результате

I   \   Схема распределения характерных зон, водонаемщенности и температуры при вытеснении нефти горячей водой.

1 - зона вытеснения горячей водой

2 - зона вытеснения водой при пошаговой температуре

3 - незаводненная зона

чего в направлении вытеснения температура воды постепен­но снижается до температуры пласта

Повышение температуры пласта влечет за собой сниже­ние вязкости и повышение подвижности нефти, тепловое расширение скелета породы и жидкости, изменение межфаз­ного взаимодействия на границе нефть - вода, степени де­сорбции вешеств, осажденных на стенках пор. и изменение фазовой проницаемости нефти и воды, рост смачиваемости водой поверхности минералов пород коллектора

Нагретая маловязкая нефть из этой зоны вытесняется го­рячей водой Кроме того, нефть частично вытесняется за счет расширения породы - коллектора и заполняющей его жидкости В результате этого достигается снижение оста­точной нефтенасыщенности Размеры прогретой зоны зави­сят от объема прокаченной нагретой воды В зоне 2 нефть вытесняется водой, температура которой равна начальной температуре пласта. В зоне 3 фильтруется безводная нефть.

Остаточная нефтенасышенность зависит от межфазного натяжения и отношения вязкости нефти и воды Чем больше межфазное натяжение и вязкость нефти, тем больше и вели­чина остаточной нефтенасыщенности Механизм уменьшения остаточной нефтенасыщенности с ростом температуры мо­жет быть объяснен следующим образом Когда порода гид­рофильна, т.е. смачивается водой лучше, чем нефтью, меж­фазное натяжение системы нефть - вода является единствен­ным параметром, определяющим взаимодействие фаз Если же порода лучше смачивается нефтью, чем водой, г с она гидрофобна, то при росте температуры увеличивается де­сорбция компонентов нефти, ранее адсорбированных на по­верхности породы В обоих случаях это приводит к сниже­нию остаточной нефтенасыщенности.

Снижение отношения вязкостей и остаточной нефтена­сыщенности, замедляют скорость распространения фронта воды, тем самым увеличивается добыча нефти за безводный период При вытеснении маловязкой нефги основной эффект от теплового воздействия достигается за счет термическою расширения, т.к. в этом случае ц „ очень слабо зависит от температуры

С ростом температуры вязкость тяжелой нефти резко па­дает и смачиваемость стенок пор сильно влияет на вытесне­ние нефти, а роль теплового расширения значительно мень­ше на эффективность процесса 10

 

Р          Тяжелая

нефть

Рис. 1.4. Влияние различных факторов на эффективное, ь вытеснения горячей водой.

1             - термическое расширение

2    уменьшение вязкости

3  - смачиваемость

4  - межфазное натяжение в системе нефть-вода

Влияние различных факторов на эффективность вытес­нения нагретой водой, в зависимости от вязкости и плотно­сти нефти, схематически изображена на рис   14

В зоне 2 вытеснения нефти холодной ВОДОЙ нефтеотдача близка к нефтеотдаче при обычном заводнении

1.2. Вытеснение нефти паром

Водяной пар благодаря скрытой теплоте парообразова­ния обладает значительно большим теплосодержанием чем горячая вода Поэтому при помощи пара в пласт можно вне­сти большее количество тепла в расчете на единицу веса на­гнетаемого агента При одинаковых условиях I кг пара за­нимает в 25 - 40 раз больший объем и может вытеснить наи­больший объем нефти, чем горячая вода.

При закачке пара в нефтяной пласт используют насы­щенный влажный пар, представляющий собой смесь пара и горячего конденсата Степень сухости закачиваемого в пласт пара обычно находится в пределах 0.3 - 0.8 Чем выше сте­пень сухости пара, равная отношению массы пара к массе горячей воды при одинаковом давлении и температуре, тем больше у него теплосодержание по сравнению с горячей во­дой К примеру, при давлении 10 МПа и температуре 309°С у влажного пара со степенью сухости 0,6 теплосодержание почти в 1,6 раза больше, чем у горячей воды

При нагнетании пара нагревание пласта в первую оче­редь происходит за счет скрытой теплоты парообразования По мере движения по пласту степень сухости пара постепен­но снижается до полной конденсации пара Дальнейший про­грев пласта и насыщающих его жидкостей происходит за счет теплоты горячей воды, что сопровождается снижением его температуры до начальной температуры пласта

Процесс распространения тепла в пласте и вытеснение нефти при нагнетании в пласт водяного пара является более сложным, чем при нагнетании горячей воды Пар нагнетают в пласты через паро-нагнетательные скважины, расположен­ные внутри контура нефтеносности, извлечение нефти про­изводи 1Ся через добывающие скважины Образующиеся в пласте четыре характерных зон. которые различаются по температуре, распределению насыщенности жидкости и ме­ханизму вытеснения нефти из пласта, схематично изображе­ны на рис. 1.5.

12

 

 

ОХЕМЙ  ВЫТЕСНЕНИЙ НЕФТИ ПАРОМ

 

I—ПАР

2-ГОРЯЧАЯ BOflfl

з-хогшная

ВиДА Ь -НЕФТЬ

Рис. 1.5. Схема вытеснения нефти паром

Механизм вытеснения и характер распределения темпе­ратуры в пласте, удобно рассматривать в обратном к вытес­нению направлении

В зоне 4 фильтруется безводная нефть при пластовой температуре

В зоне 3 температура пласта также равна начальной. Вы­теснение нефти водой происходит при пластовой температу­ре. Насыщенность воды в направлении вытеснения посте­пенно уменьшается до значения насыщенности связанной водой

Зона 2 - это зона горячей воды Температура в этой зоне снижается от температуры пара до начальной пластовой. В ней фильтруется горячая вода, нагретая нефть, обогащенная легкими фракциями углеводорода, которые образовались из остаточной нефти в зоне пара и вытесняются из зоны кон­денсации Здесь вытеснение нагретой нефти производится горячей водой. В этой зоне повышение коэффициента нефте­отдачи достигается за счет снижения вязкости нефти, повы­шения ее подвижности, усиления капиллярных эффектов

На участке зоны 2, примыкающей к зоне 1, температура несколько ниже, чем температура парообразования. В этой зоне, размеры которой небольшие, пары воды и газообраз­ные углеводородные фракции из-за охлаждения конденсиру­ются и вытесняются горячей водой в направлении к добы­вающим скважинам.

Зона 1 - это зона влажного пара, которая образуется вблизи нагнетательной скважины В ней температура при­близительно постоянна, ее значение равно температуре па­рообразования воды, зависящей от давления в пласте В этой зоне происходи! испарение легких фракций из остаточной нефти Основным фактором увеличения нефтеотдачи здесь является дистилляция легких фракций остаточной нефти, об­разованной после вытеснения горячей водой. Размеры ее при практически приемлемых объемах закачки пара небольшие.

При вытеснении нефти нагретой водой или паром основ­ная доля тепловой энергии расходуется на повышение тем­пературы породы. Поэтому даже без тепловых потерь при движении теплоносителя по стволу скважины и в кровлю -подошву пласта фронт распространения температуры отстает от фронта вытеснения нефти

 

и Оценка эффективности теплового воздействия на пласт при закачке пара обычно выражается удельным расходом па­ра на добычу дополнительной нефти

При сжигании I r нефти в парогенераторах можно полу­чить 13-15 т пара, поэтому при рентабельной технологии удельный расход пара на дополнительную добычу нефти не может быть больше 13 - 15 т. Если учесть затраты на приго­товление и закачку пара, составляющие 30 - 35 % от общих расходов, то получится, что при эффективном процессе рас­ход пара на добычу одной тонны дополнительной нефти должен быть не более 3-6 тонн.

1.3. Паротепловая обработка призабойной <оны скважин

Величина притока и темпы извлечения нефти, произво­дительность скважины в значительной степени зависит от состояния призабойной зоны скважин Особое значение име­ет эффективная проницаемость призабойной зоны пласта. При исследовании условий фильтрации различных нефтей через песчаники Ф.А.Требин установил затухание фильтра­ции нефти и снижение коэффициента фильтрации пласта 1то обуславливается, главным образом, снижением прони­цаемости призабойной зоны пласта. Ввиду радиального при­тока жидкости в скважину, на единицу площади призабойной зоны приходится наибольшее количество поверхностно - ак­тивных компонентов Снижение проницаемости призабойной зоны может быть обусловлено выпадением содержащихся в нефти парафина и асфальто-смолистых веществ, а также от­ложением их на поверхности породы и стенках скважин По­верхности частиц песка или других пород скелета пласта мо­гут служить такими же центрами кристаллизации, как и ше­роховатые поверхности стенок насосно-компрессорных груб.

В результате адсорбции поверхностно-активных веществ нефти может изменяться молекулярная природа поверхности и произойти гидрофобизация первоначально гидрофильной породы Опыты ФА 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 асфальто-смолистых веществ [67]

Указанные факты показывают, что для  повышения  про­изводительности   скважин,   тепловое   воздействие   на   ириза-

 

бой ну Ю зону является одним из важных методов При этом улучшаются   фильтрационные   характеристики   в  результате

удаления парафина - смолистых отложений с поверхности породы и стенок труб, снижается вязкость нефти, увеличива­ется ее подвижность

Тепловое воздействие на призабойную зону скважин может быть осуществлено путем электропрогрева или закач­кой пара Нагнетание пара в пласт производят в режиме цик­лической закачки его в нефтяной пласт через добывающие скважины, выдержкой их в течение некоторого времени и последующего отбора продукции из этих же скважин Меха­низм повышения нефтеотдачи при тепловой обработке осно­ван на тех же явлениях, которые действуют при площадной закачке пара в пласт.

При данной технологии достигается прогрев нефтесодержащего пласта в призабойной зоне добывающих скважин, наряду со снижением вязкости нефти повышается пластовое давление, происходит очистка призабойной зоны от смоли­стых веществ и восстановление ее проницаемости, в резуль­тате чего увеличивается приток нефти к скважинам, значи­тельно облегчается подъем продукции по стволу скважины, увеличивается охват пласта вытеснением.

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 происходи! 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 со­стоит из Зх 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 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 и вы­держивают в течение двух - трех недель За этот период про­исходит прогрев призабойной зоны и противоточное капил­лярное перераспределение нефти и воды в пористой среде Чем меньше пластовой энергии, тем меньше должна быть 16

продолжительность этапа выдержки,  чтобы эффективно ис­пользовать давление пара для добычи

Этап 3. После выдержки скважину пускают на режим от­пора продукции, при этом скважину эксплуатируют до пре­дельного рентабельного дебита. По мере остывания ирогре-гой зоны пласта в процессе эксплуатации скважин дебит их постепенно уменьшается. На этапе отбора продукции про-юлжается дальнейшая конденсация пара и снижение темпе­ратуры нагретой зоны. Этот процесс сопровождается умень­шением объема горячего конденсата, что приводи! к сниже­нию давления в зоне, ранее занятого паром Возникающая при этом депрессия является дополнительным фактором, способствующим притоку нефти в эту зону. После окончания эффекта паротепловую обработку повторяют.

1.4.Технология повышения нефтеотдачи закачкой теплоносителя в пласт в сочетании с заводнением

При непрерывном нагнетании теплоносителя значитель­ная часть вводимого в пласт тепла расходуется на Hai рева-ние твердого скелета пласта, а так же выше - и нижележащих пород Поэтому тепловой фронт в 2 - 3 раза отстаем от фрон­та вытесняющей воды, и основной прирост добычи нефти достигается только после продолжительной закачки тепло­носителя.

Для более рационального использования вводимого в пласт тепла и улучшения технико-экономических показате­лей извлечения нефти более эффективным является способ нагнетания теплоносителя в сочетании с обычным заводне­нием. Согласно данного способа сначала в течение опреде­ленного времени нагнетают в пласт теплоноситель После образования в пласте нагретой зоны определенною размера закачку теплоносителя прекращают и начинают нагнетать холодную воду По мере поступления в нагретую юну, хо­лодная вода нагревается и превращается в теплоноситель, которая во время дальнейшего продвижения по пласту про­гревает более удаленные участки пласта. Пористая среда действует как теплообменник с обширной поверхностью те­плообмена Кроме этого о6<!КПВЧ\\Ъ№'Т С »_$&№$№ _|иила из выше и нижележащих пород, ранее пых потерь через кровлю - г од

 

1.5. Buy i рип i:hтовое горение.

Впервые промысловые испытания внутрипластового го­рения (ВГ) были осуществлены в нашей стране в 1934 г на Нефтяно-Ширванском месторождении пол руководством Л Б. Шейимана и К.К Дубровая Были доказаны принципиальная возможность осуществления процесса в пластовых условиях и ею преимущества в извлечении тяжелой нефти. Это по­служило толчком к интенсивному исследованию метода ла­бораторным путем. И только в 1952 г в США. а затем и в других странах начинаются широкие промысловые испыта­ния метода в различных геологических условиях

При ВГ тепло образуется непосредственно в пласте за счет сжигания части пластовой нефти при фильтрации окис­лителя Метод заключается в инициировании горения нефти в призабойной зоне зажигательной скважины специальными источниками тепла при одновременном нагнетании окисли­теля (воздуха) и последующем перемещении фронта горения по пласту к добывающим скважинам. После образования ус­тойчивого очага горения в пласт нагнетают окислитель или смесь окислителя и воды. При этом часть пластовой нефти ( 10 -15 % ) сгорает, и выделяющиеся в результате реакции га­зы горения, пар и другие компоненты эффективно вытесняют нефть из пласта.

Из физики известно, что пламя не может перейти через поры металлической сетки Дэви, пока она холодная Но если сетку Дэви нагреть до температуры воспламенения газовоз­душной смеси, она перестает быть препятствием для распро­странения пламени. Нефтенасыщенная пористая среда ведет себя аналогично сетке Дэви, поэтому в холодной пористой среде горение невозможно. Необходимым условием начала процесса горения в пласте является нагрев его до температу­ры воспламенения и наличие топлива и окислителя

Существуют два основных способа инициирования горе­ния в пласте - самопроизвольный и физический, с использо­ванием забойных нагревателей При достаточной активности к окислению системы нефть - порода применяется самопро­извольный способ, когда в пласт нагнетают воздух при пла­стовой температуре. В процессе закачки воздуха происходит окисление нефти, сопровождаемое значительным тепловыде­лением, что приводит к постепенному повышению темпера­туры пласта. Зона повышенных температур постепенно лока-

18

низу ется вокруг нагнетательной скважины и достигает тем­пературы воспламенения

Длительность процесса инициирования горения при са­мопроизвольном способе определяется по формуле

т!*тр_нЛН?_к^в._г .

¹ п i

Здесь С„_л ■ объемная теплоемкость пласта и насыщаю­щих его флюидов. Т„, - начальная абсолютная пластовая гемпература, m - пористость. S, - нефтенасыщенность. Р, -парциальное давление кислорода. Н - теплота реакции окис­ления по кислороду, которую можно принять равной 2940 ккал/кг О; Значение постоянных А, В, п, входящих в урав­нение Аррениуса, определяется экспериментально на авто­клавной установке

При длительности инициирования горения, в течение ко­торого общая закачка воздуха превышает 0,5 - 1 порового объема, экономически целесообразно использовать физиче­ский способ инициирования горения с использованием за­бойных нагревателей Для этой цели используют забойные гопливные горелки, электрические нагреватели, химические реагенты и др

Различают два основных варианта внутрипластового го­рения- прямоточный и противоточный. Направление пере­мещения фронта горения в нефтяном пласте зависит от места возникновения очага горения и направления подачи окисли­теля Если температура призабойной зоны вокруг нагнета­тельной скважины поднята до необходимого уровня, горение инициируется именно в этой области и его фронт перемеша­ется в направлении вытеснения нефти - от нагнетательной к добывающим скважинам В этом случае процесс называют прямоточным горением

Если же повышают температуру призабойной зоны до­бывающей скважины и очаг горения возникает в ее окрест­ное! и то фронт горения распространяется к нагнетательной скважине, т.е. в направлении, противоположном направле­нию вытеснения нефти Такой процесс называется противоточным горением Он используется, как правило, только в row случае, если невозможно осуществить прямоточный процесс горения, например на залежах с неподвижной нефтью или битумом

 

При внутрипластовом горении действует широкий ком­плекс механизмов извлечения нефти: вытеснение ее газооб­разными продуктами горения, водой, паром, дистилляция легких фракций нефти; разжижение нефти под действием высокой температуры и углекислого /аза Таким образом, одновременно используются почти все известные методы воздействия на нефтяной пласт Образованные за счет дис­тилляции легкие фракции нефти переносятся в область впе­реди теплового фронта и, смешиваясь с исходной нефтью, играют роль оторочки растворителя

В связи с тем, что тепловая энергия образуется непо­средственно в пласте, исключаются тепловые потери по стволу скважин, которые имеют место при закачке теплоно­сителей. Кроме того при внутрипластовом горении зона внутрипластового генерирования тепла перемещается в на­правлении к добывающим скважинам, поэтому снижаются тепловые потери в окружающие породы через кровлю и по­дошву пласта

1.6.  Сухое прямоточное горение

Лабораторные опыты по внутри пластовому горению по­казывают, что в пласте существуют несколько, резко отли­чающихся друг от друга переходных зон При сухом прямо­точном горении в пласте можно выделить пять характерных зон, нумерацию которых удобно приводить в направлении движения фронта горения (рис.1.6).

Зона ]. В згой области пласта фронт горения уже про­шел, она состоит практически из сухой породы без нефти В порах фильтруется окислитель Температура в ней достаточ­но высокая, плавно увеличивается в направлении вытесне­ния По мере фильтрации по этой зоне происходит нагрева­ние закачиваемого окислителя за счет контакта с нагретым коллектором

Зона 2 - это зона горения В ней происходят высокотем­пературные окислительные процессы, т.е. горение остаточ­ного коксоподобного топлива Температура в этой зоне дос­тигает своего максимального значения, равного температуре горения, которая обычно составляет 350 - 600 "С. В резуль­тате реакции горения образуется углекислый газ, двуокись углерода и вода

Рис. 1.6. Схема распределения характерных зон и температуры при прямо­точном внутрипластовом горении.

Термохимическая  реакция   горения   кокса  записывается стсхнометрическим уравнением вида.

т + \             т +1           2

гдУп - атомное отношение Н:С; содержащихся в одном

моле кокса,

m - отношение молей С0₂ и СО в продуктах горения; С\\_п  - молекулярная формула   кокса.

Но этому уравнению можно оценить количество кисло­рода, необходимое для поддержания горения в пласте. В ла­бораторных опытах установлено, что минимальное количе­ство остаточного топлива, которое необходимо для поддер­жания внутрипластового горения, составляет 17-30 кг на 1м³   нефтенасышенной породы|78].

Зона 3 представляет собой зону образования остаточного топлива. В ней под действием высокой температуры проис­ходит крекинг и пиролиз фракций нефти, которые не были вытеснены к этому времени, с образованием жидких и газо­образных продуктов с последующим растворением в нефти впереди фронта горения Из тяжелых остатков, в результате сложных термохимических реакций образуется коксоподобное вещество, которое служит топливом для поддержания процесса внутрипластового горения, а газообразные и жид­кие углеводороды потоком сазов горения и пара, образован­ного из реакционной воды, вытесняются в направлении фильтрации

В зоне 4 происходит испарение воды, содержащейся в пласте в свободном и в связанном состоянии, а также раз­гонка легких фракций нефти, которые вытесняются в зону 5 горячей воды. В начале зоны горячей воды происходит кон­денсация паров воды и углеводородных газов, образованных в зоне 4.

При сухом горении ввиду малой теплоемкости закачи­ваемого окислителя, основная доля выделившегося тепла ос­тается позади фронта горения и не участвует в процессе вы­теснения нефти Это видно из графика распределения темпе­ратуры в пласте в процессе сухого горения. Он показывает, что впереди фронта горения температура пласта довольно резко снижается вплоть до пластовой температуры, так как переброшенное потоками газа тепло расходуется на нагрева­ние породы и содержащейся нефти А позади фронта, наобо­рот, из-за рассеивания тепла в окружающий пласт породы наблюдается плавное её снижение. Поэтому размер прогре­той области впереди фронта существенно меньше, чем поза­ди фронта.

Для повышения эффективности процесса необходимо увеличить переброску тепла из зоны горения в зоны вытес­нения Этого можно добиться за счет повышения теплоемко­сти закачиваемого агента

1.7. Влажное внутрипластовое горение

Процесс влажного внутрипластового горения (ВВГ) за­ключается в том, что в пласт вместе с окислителем закачива­ется в определенном соотношении вода, которая позволяс! увеличить конвективный перенос тепла через фронт горения

За счет переброшенного тепла впереди фронта горения обра­зуется обширная облаем, пласта, охваченная тепловым воз­действием

При ВВГ в пласте также можно выделить 6 характерных зон В отличие от процесса сухого горения при влажном го­рении позади фронта горения существует зона пара Осталь­ные зоны аналогичны зонам сухого внутрипластового горе­ния, но отличающиеся размерами, характером распределения температуры и протекающими термогидродинамическими процессами.

Зона I Через эту ЗОН} уже прошел фронт горения, это выжженная зона В ней не содержатся \ глеводороды, темпе­ратура ниже температуры кипения Здесь происходит двух­фазное течение воздуха и воды, которые по мере фильтрации через прогретый пласт нагреваются за счет кондуктивной передачи тепла от нагретого скелета породы

Зона 2 В этой зоне температура выше температуры ки­пения воды В ней так же не содержится углеводородов, на­гретая в первой зоне вода испаряется и находится в газооб­разном состоянии, коллектор насыщен смесью нагнетаемого воздуха и водяного пара

Зона 3 - это зона горения Выделившееся в результате реакции горения тепло потоками пара и газов горения пере­носится в передние зоны, причем количество переносимого тепла существенно больше, чем при сухом горении

В зоне 4 происходит образование остаточного топлива Происходящие термохимические процессы аналогичны про­цессам   при   сухом   горении,   но   в   отличие   от   последнего, фильтрующийся поток состоит из трех фаз - газов горения, водяного пара и углеводородных газов

Зона 5 - это зона парообразования. В результате испаре­ния связанной и свободной воды происходит увеличение ко­личества пара, который эффективно вытесняет нефть, остав­шуюся после воздействия горячей водой. В ЭТОЙ зоне, кроме водяного пара и газов горения, содержится только остаточ­ная нефть, из которой впоследствии образуется остаточное топливо для внутрипластового горения. Размеры этой зоны и ее вклад в повышение нефтеизвлечения в случае влажного внутрипластового горения значительно больше, чем при су­хом горении.

Рис   1.8  Схема температурного профиля пласта при горении

3D0

200 1Q0

3                   Ц

2-ВПДЖГШ£ Г

Рис. 1.9.  Изменение температуры в фиксированной точке пласта в процессе внутрипластового горения

i метательной скважине, те   навстречу потоку воздуха   Такой процесс называется противоточным горением

 

 

 

Зона 6-это зона конденсации водяного пара и легких га­зообразных фракций нефти и горячей йоды Размеры этой зоны также значительно больше, чем при сухом горении.

В остальной части пласта происходит вытеснение нефти водой и газами горения

1.8. С верхвлажное горение

Диапазон изменения соотношения закачиваемый в пласт объемов воды и воздуха колеблется примерно в пределах от I до 5 м воды на 1000 м воздуха При увеличении водо-воздушного соотношения в закачиваемой смеси воды и воз­духа тепловая энергия, выделяемая при горении остаточного топлива в пласте, становится недостаточной для испарения всей массы закачиваемой воды Зоны пара 2 (позади фронта горения) и горения 3 все больше и больше сужаются и, нако­нец, исчезают полностью. Процесс высокотемпературного окисления (горения) переходит в процесс низкотемператур­ного окисления остаточного топлива. Лабораторные опыты показывают, что при определенных условиях возможно поддержание этого процесса и перемещение зоны повышенной температуры, близкой к температуре испарения воды. Такой процесс получил название сверхвлажного горения

Этому процессу характерно следующее: во всей области теплового воздействия в фильтрующемся потоке жидкости присутствует вода; экзотермические реакции, необходимые для поддержания процесса, протекают в прогретой зоне; окислительные реакции происходят в низкотемпературном режиме; полное вытеснение нефти после теплового фронта не достигается.

 

 

261.9. Про i иво i очное горение

До сих пор в данной книге речь шла о прямоточном го­рении, где направление перемещения фронта горения в пла­сте происходит в направлении от нагнетательной к добы­вающим скважинам

Если инициирование горения произвести в призабойной зоне добывающей скважины, а закачку воздуха - в нагнета­тельную скважину, то фронт горения распространится к на- i метательной скважине, те   навстречу потоку воздуха   Такой процесс называется противоточным горением

 

 

Метод противоточного внутрипластового горения не получил широкого распространения Он применяется только при разработке неглубокозалегающих битумных месторож­дений, где при пластовой температуре битумная нефть не­подвижна При этом процессе газообразные продукты горе­ния и нефть с пониженной вязкостью фильтруется в зону, расположенную между фронтом горения и добывающими скважинами При иротивоточном горении в зоне горения на­ряду с тяжелыми остатками сгорает и некоторая часть легких и средних фракций Таким образом, в процессе противоточ-ного горения сгорает больше топлива, чем при прямоточном горении. Поэтому увеличивается расход воздуха на обработ­ку одинакового объема породы Некоторая часть разжижен­ной нефти обратно отлагается на поверхности пор выжжен­ной зоны В силу указанных факторов при противоточном горении коэффициент нефтеизвлечения значительно ниже, чем при прямоточном процессе Поэтому противоточное го­рение целесообразно применить только на залежах высоко­вязкой нефти и битумов, когда их не удается вытеснять их из-за малой подвижности и весьма высокого фильтрационно­го сопротивления

2.2. Численный метод решения плоской задачи вы­теснения нефти горячей волом

Начиная с семидесятых годов большое внимание в неф­тедобыче уделяется проблеме повышения нефтеотдачи пла­стов, в решении которой особая роль отводилась тепловым методам воздействия на пласты. Первоочередными объекта-

МИ   11я  применения тепловых  методов разработки являются "рождения высоковязкой нефти, которые из-за большого ржания в них смол, асфалыенов и парафина характеризуется структурно-механическими свойствами Известно, что при воздействии теплом уменьшается вяз-гь     нефти,     увеличивается     коэффициент     вытеснения. ньшается  величина начального  градиента сдвига нефти, |Т0 способствует увеличению коэффициента охвата, как  по цности, так и по площади В связи с  недостаточностью промыслового опыта,  вне-фению этих методов в конкретных районах должны предше-I гвовать детальные теоретические исследования  и  опытно-промысловые работы   В данном разделе приводится методи-шеленного решения и результаты расчета задачи вытес-Нения нефти горячей водой в зонально-неоднородном пласте

142]

Принято, что совместная фильтрация нефти и воды опи-• ывается обобщенной схемой Баклея - Леверетта

W+q = Q,

(8)

|V/4>r    (9)

V~\

[о,              |уЯ < г

При выводе уравнения энергии принято допущение, что обмен   между   движущимися   жидкостями   и   скелетом м мета   совершается   мгновенно,   и   имеет   место   «неполная ема сосредоточенной емкости» (62]   Согласно этой схеме, || юироводность пласта в вертикальном  направлении счи-ся бесконечно большой, а в горизонтальном направлении конечной, окружающие пласт породы имеют конечный коэффициент теплопроводности   по  вертикали,  они   не тепло­проводны в горизонтальных направлениях

В этих условиях температурное поле пласта будет опи-

ываться двухмерным уравнением вида

c*M%l-$PjP2 +.Viq]+(l-^W₃:                           (II)

Л = /if[(l - S)p₂c₂a₂ 4-Sfaqa,]+(l -/")#c\<7,;

 где а - член, выражающий плотность теплообмена между пластом и окружающими породами [2] q,, q- плотность от­бора воды и жидкости; г- начальный градиент сдвига; р_к, с_к - удельная плотность и теплоемкость, а, - коэффициент тем­пературопроводности, Л, - коэффициент теплопроводности породы, цт - плотность теплового потока, вводимого в пласт, к (индекс) = 1,2,3, относится соответственно к воде, нефти и породе

Граница пласта считается непроницаемой и нетеплопро­водной

£-0.                                          (12,

en                                            ^v    '

--⁼⁰                                             (13)

en                                               ^v    '

На скважинах задаются забойные давления как функция времени

£-W                                  (14)

На забое нагнетательных скважин температура равна температуре закачиваемой воды, а на забое эксплуатацион­ных скважин - температуре пласта

Т_си = Т_закЦ), Т_СЭ = Т_П1(1)                              (15)

В качестве начальных условий принимаются

Р = Р₀ (х, у);    S -S„ (х. у):    Т - Т„ (х. у).      (16)

Численное решение уравнения для насыщенности (7) производится с учетом образования скачка по явной схеме, описанной в работе [41]

Уравнение для давления (8,9) решается по схеме, со­гласно которой определяется поле давления при г = 0, а за­тем по соотношению |у/>;/|<г- области, не охваченные фильт­рацией (застойные зоны). На границах ячеек, которые вклю­чаются в застойные зоны, потоки жидкости приравниваются к нулю. 38

равнение (10) аппроксимируется по следующей схеме

■ I     дебит скважин по жидкости

зависимость вязкости от температуры, определяемую в • раторных условиях, можно аппроксимировать формулой

(.8,

/4, ьА^и

Зависимость начального градиента сдвига от температу-i ' i (вдается в виде

■if-Н U ■

I ) - начальное напряжение сдвига нефти при пластовой

и температуре [23]

воспользовавшись экспериментально установленной за-IMостью коэффициента вытеснения от температуры [53),

• 1Я   максимального значения   водонасыщенности  можно за-

Sm^+b-SjKbmtT)               (20)

Описанная методика была использована для оценки эф­фективности закачки горячей воды применительно к услови­ям карбонатных коллекторов Гремихинского месторождения, которое характеризуется следующими данными Среднее значение абсолютной проницаемости пласта равно 0,17 дар-си; пористость т - 0,16. пластовое давление Р„, - I 1,5 МПа; начальная пластовая температура 30°С; глубина залегания пласта равна ИЗО м Эффективная мощность составляет около 60% от общей мощности пласта Вязкость и плотность нефти в пластовых условиях соответственно равны 62,4 мПа с и 926 кг/м\

Значение начального напряжения сдвига 0, определен­ное по формулам Девликамова ВВ. [23], составляет 0,1085 дн/см^:. Значение остальных зеплофизических параметров породы и жидкости согласно [25], приняты равными p_t = 1000 кг/м¹; р_} ■ 2723 кг/м\ с, = 4187 дж/ki град; а,=0,54 • I 0" м^:/час; а₂ = 0,4 • 10"' м²/час, c>=2150 дж/кгград, а_} = 3,9-10""' м^:/час, с; = 847 дж/кгград Пласт имеет форму квадрата и представляет собой 1/4 часть пятиточечного эле­мента.

Р_1Н = 22,5МПа    Р,„= 8МПа.

Путем обработки экспериментальной зависимости /j₂ (Г) в формуле (18) получено Л,=0,016, ,4.-0,0012 (7\ -30), а для воды Ai=\, Ai=\ ,5.

По данным Мустаева Я.А. [53], для Арланской нефти при изменении температуры от 24 до 200°С коэффициент вытеснения увеличивается на 64 % от остаточной нефтенасыщенности. Предполагая, что эта закономерность справед­лива и для условий Гремихинского месторождения, при тем­пературе 200°С получим /О_М(Н=0,85. При дальнейшем увели­чении температуры он изменяется незначительно. Эту зави­симость представим в виде

КшЛТ)=М+02Ц\^) , Т<200°С               (21)

К_яыт = 0.85            Т>200°С.

Относительные фазовые проницаемости имели вид

 

¹ 5. Изменение температуры (сплошные) и отношения вязкостей
(пунктирные) в пласте вдоль диагонали в момент прорыва
холодной (1,3) и горячей (2,4,5,6) воды
1,2,6 - T^d- i004',            3,4,5 - Т^ЗООТ

Таблица 2.1
I |оказатели разработки 5-точсчного элемента залежи при вытеснении
нм|....... фячей водой

Температура закачиваемой воды,  °С

300

 

0,227 3.49	0,229 3.78	0.248 2,14
128,7 49,4	168 77.9	118 72,2
0.227 0.384	0,229 0,463	0.248 0.612

 

Расчеты были выполнены для различных условии разра­ботки, отличающихся температурой закачки, расстоянием между скважинами и объемом оторочки горячей воды Ре­зультаты вычислений представлены на рис 2 5 и в таблице 2.1 при плотности сетки 1,44-10 м^: на одну скважину, отку­да видно, что при закачке горячей и холодной воды безвод­ная нефтеотдача одна и та же, а конечный коэффициент неф­теотдачи существенно увеличивается с увеличением темпе­ратуры закачиваемой воды

Выше предполагалось равномерное движение фронта вытеснения по всей мощности пласта Чтобы учесть послой­ную неоднородность потока, необходимо перейти к трехмер­ной модели пласта или использовать методы осреднения, ос­нованные, например, на гипотезе равномерного или гидро­статического распределений давления по мощности пласта

Рассмотрим построение осредненных (фиктивных) кри­вых фазовых проницаемостей для случая фильтрации нефти с начальным напряжением сдвига. Принимается, что послой­ная неоднородность пласта по проницаемости описывается законом распределения ф(к), вытеснение в каждом слое поршневое, при этом обводнение начинается с наиболее проницаемых слоев Тогда слои, где градиент давления меньше начального градиента сдвига, в заводнении не будет участвовать, и фазовые проницаемости будут определяться по формуле

fky(k)dk                                    \кср(к)Цк

Ц*%------ k\(S_mi       h=~--------- ;        (23)

\k<p(k)Jk                                   [k(p(k)Jk

О                                                 о

к»                        к

S-SalfWi+SnlHMk,                                       (24)

о                 к_а

где к,, - наименьшее значение проницаемости слоя, заня­того вытесняющей жидкостью, изменяющиеся от О до к _г. Последнее определяется из условия

Mi прицеленных соотношений следует, что фазовая про-м.   для  вязко-пластичной нефти  меньше, чем обыч-i  (S.t)< k₂(S,0). Фазовая проницаемость для воды не01    градиента   сдвига:   k,(S,x)=   k.(S.O).   Остаточнаяи ыщенность с ростом т увеличивается   Эти  выводы отся с экспериментальными данными (70]
2.3. Численный метод решения двухмерной задачи вытеснения нефти теплоносителями

При разработке залежей вязкой нефти и битумов боль­шие перспективы имеют тепловые методы воздействия на пласт, технологическая эффективность которых связана со снижением вязкости, увеличением подвижности и термиче­ским расширением нефти, интенсификацией массообменных процессов в неоднородных пластах

При составлении проектов разработки месторождений с применением паротеплового воздействия на пласт обычно используется основанная на работах Маркса - Лангенхейма [81] методика, которая позволяет приближенно определять границы зон пара и прогрева в круговом пласте Поле темпе­ратуры по этой методике не определяется, в области между зоной пара и холодной воды температура принимается ли­нейно меняющейся от максимального значения до начальной пластовой температуры Ниже излагается постановка и чис­ленный метол решения двухмерной задачи о совместном те­чении теплоносителя, представляющего собой пароводяную смесь, и нефти в пористой среде, которая позволяет опреде­лить взаимозависимые поля температуры, насыщенности и давления [45]

Предполагается, что фильтрация жидкостей подчиняется обобщенному закону Дарси. Теплообмен между движущими­ся жидкостями и скелетом пласта совершается мгновенно, а между пластом и окружающими породами - по схеме тепло­изолированных стержней. Теплопроводность пласта в верти­кальном к плоскости течения направлении бесконечна, а в горизонтальном направлении - конечна Тогда уравнения за­писываются в виде

i. m,    m и - массовые концентрации   теплоносителя и /   ./, , ./„ - энтальпия соответственно системы, тепло-.   и   нефти;   а  -   плотность   тепловых   потерь   через 1141 и подошву   пласта

i отношение (25) представляет собой уравнение балансаом и, которое   получено   из   уравнений   неразрывности

исфги и пароводяной смеси. Соотношение (27) получено

равнение теплового баланса   с учетом  переноса тепла

i гивным и теплопроводным потоками

I рлница пласта считается непроницаемой и нетеплопро-

II   На скважинах задаются забойные давления   Темпе-

1>и на забое нагнетательной скважины равна температуре

шиаемого теплоносителя    Г,« , а на забое добывающих

кип - температуре пласта.

( истема уравнений (25) - (28) при известной зависимо-«мффициентов с, р, Я от температуры и давления реша-численно с использованием  идеи  крупных  частиц  [8] Hi■•! численных расчетах уравнения (26) учитывается образо-скачка насыщенности   Область течения жидкостей по-i 1>| мнется сеткой с прямоугольными ячейками, значение ин­ое./ (вдоль х) и   j (вдоль у) относятся к центрам ячеек. Расчеты проводятся в несколько этапов )гап   1    Принимая,  что обмен  массой   между  ячейками (Нсутствует, из разностного аналога уравнения (25) опреде­лимся значения давления   /',"/'.

)тап 2. Вычисляются значения потоков жидкостей через i раницы ячеек и их энтальпии. i   Коэффициент массообмена:

2      Массовые потоки теплоносителя и нефти

 

\   Объемы  нефти и теплоносителя  в ячейке,  вычислен-I и  Diношение массы к плотности при новой температу-

I   Вычисление насыщенности фаз   В каждой ячейке объ-

и |Кости оставляем равным объему мор, а излишки вы-

i в соседние ячейки пропорционально выходящим по-

tith.iM    1атем определяются уносимые этими дополнительны-

игоками массы нефти и теплоносителя

Щ,+\/2 у =Щйщ Ptmixj Phvu
Що+мг j=W+vij ^o/Mw/d                          (36)

<    учетом соотношений (35) и (36) вычисляются уточ­ные массы и объемы фаз в каждой ячейке   Такое уточне-■1.1'мов фаз в общем случае должно производиться не-|1.ко раз   Одновременно с уточнением объемов жидкости

о Шую вести и уточнение температуры ячеек 11сышенность  теплоносителем   вычисляется   как   отно-о объема к объему пор

S^^jAxAym^^vK).                      (37)

lee осуществляется переход к этапу I И (40) - (36) значения величин    F.p, J  с дробными ин-и вычисляются с учетом направления потока. I - сум-• <н иетствуюших потоков через границы ячейки Отбор тепла через скважину    Qⁿ_l}    вычисляется анало-1Н0 [42], а тепловые потери - по формуле

 

J =(\-n)p_ucJ+m l(\S)_PiJ_HbSprJrX

где / „ - начало времени теплового воздействия на ячейку //'. Индексы относятся м - к породе, н - нефти, 7 - теплоноси­телю, в -  воде. Остальные обозначения общепринятые.

Для проверки схемы был рассчитан пример для квадрат­ного участка однородного пласта, представляющего собой 1 /4 часть пятиточечного элемента при степени сухости пара / = 0,3. температуре закачки Т_мк = 300°С, забойных давлени­ях Р_1Н = 22,5 МПа, Р„)= 8 МПа. Вязкость нефти 62,4 мПа.с, начальная температура Т„_у = 30°С, начальная водонасыщен-ность равна 0,13  Остальные параметры как в [42]

Распределение температуры (сухость пара) для t = 810 суткам приведены в таблице 2.2. Из расчетов видно, что зона пара занимает 12,5 %, а зона прогрева с температурой более 40 С - 50% от общей площади элемента

Таблица 2.2

300 0,298)

300 10,289)

300 (0,27)

300 (0.239)

300 Ключевые слова - Похожие статьи: четыре группы методов увеличения нефтеотдачи Использование физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов вопросы РНМ ГЭК Вопросы на ГОС экзамен "Дисциплина «Разработка нефтяных месторождений»" Определение эффективных объектов для применения технологий – компьютерное моделирование (геолого-технологические модели).

Реклама