Характерной особенностью современной нефтедобычи является увеличение в мировой структуре сырьевых ресурсов доли трудноизвлекаемых запасов (ТИЗ), к которым относится тяжёлая нефть с вязкостью 30 мПа*с и выше. Запасы таких видов нефти составляют не менее 1 трлн. тонн, что более чем в пять раз превышает объём остаточных извлекаемых запасов нефти малой и средней вязкости. Во многих промышленно развитых странах мира тяжёлая нефть рассматривается в качестве основной базы развития нефтедобычи на ближайшие годы. Наиболее крупными запасами тяжёлой и битуминозной нефти располагает Канада и Венесуэла, а также Мексика, США, Кувейт, Китай. Россия также обладает значительными ресурсами ТИЗ, и их объём составляет около 55 % от общих запасов российской нефти. Российские месторождения высоковязкой нефти (ВВН) расположены в Пермской области, Татарстане, Башкирии и Удмуртии. Наиболее крупные из них: Ван-Еганское, Северо-Комсомольское, Усинское, Русское, Гремихинское и др., при этом более 2/3 всех запасов высоковязкой нефти находятся на глубинах до 2000 м. Добыча ТИЗ нефти, транспортировка её к пунктам сбора и подготовки и, наконец, переработка с целью получения конечных продуктов - одна из актуальных задач нефтедобывающей промышленности.

На вопросы корреспондента журнала ТОЧКА ОПОРЫ отвечают заведующий лабораторией Института биохимической физики им. Н.М.Эмануэля РАН (ИБХФ РАН), д.х.н., научный руководитель проекта: «Технология термохимического стимулирования нефтедобычи» Евгений Николаевич АЛЕКСАНДРОВ и старший научный сотрудник, к.т.н. научно-производственного предприятия «Энергомаг» (ООО НПП «Энергомаг») Юрий Николаевич ТЕРЕХОВ.

ТОЧКА ОПОРЫ:

– Какие методы, технологии и оборудование рекомендуете применять с целью повышения нефтеотдачи при добыче ТИЗ?

Юрий ТЕРЕХОВ:

– На основе имеющегося опыта работы НПП «ЭНЕРГОМАГ» на месторождениях Татарии, Башкирии, Удмуртии, Тюменского региона и Китая с вязкими и высоковязкими парафинистыми нефтями можно рекомендовать экологически чистые безреагентные технологии виброакустического и магнитовиброакустического воздействия на флюид, подземное оборудование скважины и призабойную зону продуктивного пласта. Виброакустические колебания воздействуют на все вышеперечисленные объекты, а магнитное воздействие распространяется только на флюид.

Евгений АЛЕКСАНДРОВ:

– На данный момент лишь две технологии стимулирования добычи углеводородов обеспечивают сочетание больших затрат с надёжно прогнозируемой прибылью. Это гидроразрыв пласта (ГРП) холодной жидкостью (США) и нагрев пласта пере-гретым паром (Канада). Привлекательность тепловых методов связана с сильным уменьшением вязкости и возможностью значительного увеличения скорости добычи нефти при нагреве продуктивного плата. Например, при нагреве на 100°С тяжёлой нефти плотностью 0,96 т/м3 вязкость нефти уменьшается в 16 раз. Дебит нефти в случае достаточно высокого пластового давления может увеличиться приблизительно в 16 раз. При нагреве на 100°С обычной нефти плотностью 0,86 т/м3 вязкость нефти уменьшается в 7-8 раз, соответственно, дебит нефти также может быть значительно увеличен.

Ведущие технологии (ГПР и SAGD) усовершенствованы путём разогрева пласта теплом химических реакций бинарных смесей (БС). Бинарные смеси - это жидкие растворы химических реагентов, которые движутся по двум отдельным каналам и при встрече в зоне продуктивного пласта под пакером реагируют, выделяя газ и тепло, уходящее в пласт под давлением, созданным самой реакцией.

ТОЧКА ОПОРЫ:

– На каких месторождениях ВВН были получены положительные результаты при использовании предлагаемых технологий, методов и оборудования? Что было отмечено в ходе испытаний и эксплуатации предлагаемого оборудования?

Юрий ТЕРЕХОВ:

– Технология безреагентного вибро-акустического воздействия (ВАВ) с устья скважины широко использовалась на месторождениях ТатРИТЭКнефть (Луговом и Васильевском) на скважинах, оборудованных ШГН, и добывающих нефть с вязкостью 60-980 сПуаз. Работы проводились по ликвидации гидратно-парафиновых пробок (ЛГПП), асфальтеносмолистых отложений (АСПО) и запуска скважин в штатный режим работы.

Отмечено, что после ВАВ произошло увеличение дебита, уменьшение обводнённости флюида, повышение производительности насоса (увеличение эффективной длины хода плунжера, повышение коэффициентов заполнения и подачи), снижение разбега нагрузки на колонну насосных штанг, очистка клапанов насоса.

На Шафрановском месторождении НГДУ «Аксаковнефть» (Башнефть) были получены высокие результаты на скважине № 137, оборудованной ШГН и работающей 3-4 тёплых месяца в году. После ЛГПП при температуре окружающей среды T = -(18-21)оC и ликвидации отставания КНШ от движения головки балансира скважина запущена в штатный режим работы с замером объёма флюида в мерной ёмкости.

При ВАВ в зимнее время зафиксировано:

Приток составил 4,5 м3/сутки против 1,9 м3/сутки в летнее время;

Производительность насоса возросла в летнее время с 1,9 м3/сутки до 11,2 м3/сутки;

Снижение разбега нагрузки на КНШ с 4088 кгс до 2719 кгс;

Уменьшение вязкости флюида до 2159 сПуаз.

Евгений АЛЕКСАНДРОВ:

– В России, в республиках Татарстан и Удмуртия, Саратовской, Пермской, Оренбургской областях и др., с применением БС была обработана призабойная зона пласта в нескольких десятках скважин. Этот метод обычно использовали в малодебитных скважинах, дававших 1-2 тонны нефти в сутки. С целью прочистки скин-слоя инициировали реакцию от 0,5 до 1,5 тонн растворов БС. Растворы неорганической (минеральной) селитры и инициатора реакции (нитрата натрия), разделённые слоем буферного (инертного) раствора, закачивали в скважину по одному каналу – по насосно-компрессорной трубе (НКТ). Газ, выделившийся после выхода растворов из НКТ и реакции их в обсадной трубе, выходил в пласт. Добавочная нефть (в среднем, 0,6-0,7 тонн в сутки), полученная таким образом, в течение года после обработки окупала затраты. Тепловой вклад БС в этом случае был мал, т.к. во время подготовки скважин к откачке нефти большая часть нагретой породы успевала остыть. Расчёт показал, что технология БС способна конкурировать с ведущими мировыми технологиями только при масштабном прогреве пласта.

Следует отметить также, что из-за потерь тепла на коммуникациях пар закачивают на глубину, обычно не превышающую 800-900 м. БС закачивают холодными по отдельным каналам, и потому они могут пройти до любой глубины без потери тепла в коммуникациях.

Практика обработки пласта с вязкой нефтью показала, что горячие газы, образующиеся в зоне реакции, входят в пласт значительно легче, чем жидкость, используемая в технологии «холодного» ГРП. Поэтому при разрыве пласта горячим газом давление, опасное для скважины, возникает реже, чем при разрыве пласта не нагреваемыми жидкостями. Горячий разрыв пласта предпочтительно производить, применяя реакции БС, в которых выделяется водород. Этот газ можно использовать как проникающий теплоноситель, который облегчает развитие и ветвление новых трещин.

ТОЧКА ОПОРЫ:

– Какие перспективы совершенствования предлагаемых технологий, методов и оборудования?

Юрий ТЕРЕХОВ:

– Для совершенствования предлагаемых технологий необходимо проведение широкомасштабных лабораторных экспериментов и промысловых испытаний по определению уровня влияния виброакустического и магнитного воздействия на реологические свойства и релаксацию флюида с целью оптимизации параметров комплексного магнитовиброакустического воздействия на реологические свойства нефтей различного состава, плотности, вязкости и обводнённости флюида для каждого месторождения. На основе полученных данных – разработка и создание оборудования нового поколения виброакустического и магнитовиброакустического воздействия применимы к условиям каждого месторождения.

Кроме того, могут быть рассмотрены варианты объединения ВАВ с другими видами воздействия на флюид и призабойную зону продуктивного пласта, т.к. известно, что в этом случае результирующее воздействие возрастает кратно.

Евгений АЛЕКСАНДРОВ:

– В последние годы учёными Российской академии наук (РАН) и Московского университета (МГУ) были разработаны высокоэнергетические составы БС, пригодные для теплового стимулирования добычи нефти. Каждый килограмм таких БС, выделяет от 8 до 20 МДж тепла и способен нагреть на 100 К породу массой от 100 до 250 кг. Составы БС, разработанные в последние годы, выделяют в 4-10 раз больше тепла, чем использованные ранее на скважинах для прочистки скин-слоя.

Разработаны режимы реакции БС с пластовой водой, которые можно использовать для уменьшения количества воды в продуктивном пласте.

Разработаны режимы реакции БС, в которых образующийся водород может быть использован как средство для гидрокрекинга нефти. Для этого нужен нагрев коллектора до 300-400°С, который должен происходить в процессе реакции в трещинах пласта без нагрева труб, находящихся в стволе скважины.

Разработаны режимы закачки растворов БС, в которых выделение тепла должно происходить только в продуктивном пласте.

ТОЧКА ОПОРЫ:

– Есть ли ограничения применения предлагаемых технологий, методов и оборудования?

Юрий ТЕРЕХОВ:

– Ограничений на применение предлагаемых технологий не существует, т.к. они являются безреагентными и экологически чистыми.

Евгений АЛЕКСАНДРОВ:

– Никаких технических ограничений сегодня нет. Современная техника, хоть и дорогостоящая, предоставляет множество вариантов для строительства и обслуживания скважин. И она окупает себя. Проблемы, существующие в настоящее время, решаемы. Когда нам удастся перейти к режиму постоянно действующего контроля и регулирования процесса, тогда станет возможным переход к цивилизованным, энерго- и ресурсосберегающим методам.

ТОЧКА ОПОРЫ:

– Какое влияние может оказать использование предлагаемых методов на последующие за добычей ТИЗ этапы: транспортировку, хранение, переработку?

Юрий ТЕРЕХОВ:

– Известно, что после ВАВ снижается вязкость нефти (флюида). Возвращение к исходному состоянию (релаксация) зависит от многих факторов – состава, вязкости, плотности, температуры окружающей среды, обводнённости. После ВАВ время релаксации колеблется от нескольких часов до 3-4 суток. После магнитной обработки время релаксации – от нескольких дней до 2-3 недель. Отмечено, что после магнитовиброакустической обработки твёрдые фракции флюида достаточно долго не выпадают в осадок. Поэтому комплексное воздействие на пластовый флюид предоставляет достаточно большие выгоды по транспортировке и недлительному хранению.

Евгений АЛЕКСАНДРОВ:

– При пластовом горении часто получали так называемую «облагороженную нефть», средний молекулярный вес которой меньше, чем у исходной нефти. При нагреве пласта выше 3000С свой вклад начинает вносить процесс крекинга нефти. Рассчитывать на производство бензина прямо в пласте пока рановато, но главное - принципиальная возможность проводить такой крегинг доказана работами российских учёных. «Облагороженную нефть» легче перерабытывать.

ТОЧКА ОПОРЫ:

– Можно ли дать прогноз разработки более прогрессивных методов добычи ВВН?

Юрий ТЕРЕХОВ:

– В настоящее время наиболее перспективным направлением дальнейшего развития малозатратных технологий ВАВ и МВАВ является оптимизация уровней воздействия на пластовый флюид для каждого месторождения ТИЗ ВВН с большой плотностью при отрицательных температурах окружающей среды.

УДК 553.982:539.551

Характеристика высоковязких нефтей и условия залегания их скоплений

Э .М. ХАЛИМОВ, И.М. КЛИМУШИН, Л.И. ФЕРДМАН, Н.И. МЕССИНЕВА, Л.Н. НОВИКОВА (ВНИИ)

Снижение темпов прироста ресурсов нефти обусловливает повышенный интерес к высоковязким нефтям (ВВН), число месторождений которых во многих странах мира в последние годы значительно возросло. Так, в СССР количество месторождений таких нефтей, открытых за период 1961-1984 гг., увеличилось в несколько раз. В ряде капиталистических стран (США, Канада, Венесуэла) разработка месторождений ВВН играет заметную роль в стабилизации уровней добычи нефти .

Термин «высоковязкие нефти» не имеет строгого количественного определения. Это касается как нижней, так и верхней границ величин вязкости (), которые определяются главным образом с технологических позиций. По существующим у нас в стране представлениям к высоковязким относят нефти с >=0,03 Па*с в пластовых условиях, исходя из предположения, что применение обычного (чистого) заводнения эффективно при вытеснении нефтей с вязкостью меньше этого значения. В системе Миннефтепрома эта величина используется как при дифференцированном анализе структуры запасов нефти в стране, так и при оценке перспектив добычи ее за счет применения новых методов повышения нефтеотдачи. Имеются, однако, публикации , в которых в качестве нижней границы вязкости ВВН называются 0,01 и 0,04 Па*с.

В иностранной литературе, особенно американской, чаще употребляется термин «тяжелые нефти», который отождествляется с понятием «высоковязкие нефти». По разным источникам , к ним относят нефти плотностью () свыше 0,920-0,935 г/см 3 (10-20° АНИ). Вообще же можно высказать предположение, что использование плотности нефти в качестве классификационного критерия обусловлено большей простотой и оперативностью ее определения по сравнению с вязкостью.

При существовании общей зависимости между плотностью и вязкостью нефтей в Советском Союзе и за рубежом выявлено достаточно большое число залежей, содержащих тяжелые, но не высоковязкие нефти или высоковязкие, но не тяжелые нефти . В понятии «тяжелые высоковязкие нефти» смешаны две разные характеристики нефтей, используемые в промысловой практике для различных целей. Плотность нефтей представляет интерес для специалистов, занимающихся вопросами ее переработки, а вязкость привлекает внимание специалистов в области разработки нефтяных месторождений.

Кроме того, причины утяжеления и снижения подвижности нефтей едины и в то же время различны. В случаях их единой природы, например, процессов деасфальтизации или биодеградации, отмечается одновременное и чаще всего одномасштабное увеличение плотности и вязкости. Но тяжесть нефтей нередко определяется содержанием в них металлов, механических примесей, серы, однако это не обязательно должно увеличивать вязкость нефтей. В то же время, повышенное содержание нефти. Именно подобного рода особенности влекут нарушение зависимости между различными физико-химическими ха рактеристиками нефтей.

За верхнюю границу вязкости ВВН за рубежом чаще всего принимают величину 10 Па*с . Это обосновывается тем, что залежи нефти вязкостью менее указанной величины в отличие от битумных можно разрабатывать, хотя и неэффективно, на естественном режиме через скважины. В качестве верхней границы плотности ВВН рекомендовались значения от 0,965 до 1 г/см 3 .

У нас в стране определение этой границы осуществлялось либо на основе изучения группового состава нефтей , либо по величине их вязкостей, отмечаемой в большинстве залежей , либо статистическим методом . Именно этим можно объяснить значительные расхождения в величинах некоторых характеристик ВВН, рекомендуемых различными авторами. Причем нередко смешиваются термины «высоковязкие нефти» и «природные битумы» .

Большинство отечественных исследователей указывают величины предельной вязкости ВВН, не превышающие 1-2 Па*с. При этом необходимо отметить низкую степень изученности физико-химических свойств ВВН, особенно на месторождениях Средней Азии и Западной Сибири, по которым имеются лишь единичные их пробы.

Вместе с тем представляется целесообразным за предельную вязкость ВВН принять величину 10 Па*с, учитывая последние данные, нашедшие отражение в материалах XI Мирового нефтяного конгресса , и для приведения используемой в СССР классификации УВ в соответствие с международной.

Хотя вязкость УВ во многом определяет выбор методов и способов их извлечения, однако одного этого параметра недостаточно при отнесении их к тому или иному виду. При решении подобного вопроса необходим комплексный подход и прежде всего учет группового состава УВ. Дифференциация УВ по величине их плотности, как это практикуется за рубежом, на наш взгляд, мало обоснована.

Анализ материалов более чем по 500 залежам ВВН Советского Союза показал, что состав и свойства последних изменяются в широких пределах: вязкость до 15 Па*с, плотность от 0,838 до 0,998 г/ см 3 , содержание (%): смол достигает 72, асфальтенов 14,3 углерода 72,6-86,1, водорода 11,4, серы 5,2.

Изучение изменения группового состава ВВН позволило выделить три группы таких нефтей с учетом характера распределения их вязкости ().

Проведенный анализ выявил существенное различие состава ВВН выделенных групп. Примечателен тот факт, что высокие значения содержания масел (более 80 %) отмечаются по всему диапазону изменения вязкости; в содержании смол подобных перекрытий значительно меньше. В то же время выявляется большая изменчивость наличия смол и асфальтенов по сравнению с содержанием масел.

В условиях частого отсутствия данных о вязкости нефтей практический интерес представляет установление ее взаимосвязи с плотностью. Подобная зависимость для отечественных и зарубежных месторождений нефти и природных битумов приводится в работе , однако точность ее недостаточно высока (коэффициенты корреляции 0,37-0,52).

Основываясь на результатах проведенных нами исследований, была предпринята попытка учесть групповой состав нефтей при изучении зависимости между и . Установлено, что среди основных характеристик состава нефтей относительно устойчивая связь этих двух параметров (коэффициенты корреляции 0,67-0,75) проявляется при учете содержания в них смол ().

Основное применение получаемой зависимости - определение вязкости нефтей по известным двум другим параметрам. Анализ же ее свидетельствует о соответствии названных выше граничных значений некоторых параметров ВВН. Так, их вязкость при предельной плотности, принимаемой многими отечественными и зарубежными исследователями равной 0,965 г/ см 3 , и среднем содержании в них смол около 30 % составляет 2 Па*с, а при максимальном значении =0,998 г/см 3 - около 10 Па*с.

Месторождения ВВН выявлены практически во всех основных нефтедобывающих районах Советского Союза, расположенных в 12 нефтегазоносных бассейнах (НГБ) различных генетических типов.

Наиболее активно процессы образования ВВН происходили в бассейнах впадин и синеклиз древних и молодых платформ. В пределах платформенных НГБ установлено наибольшее число месторождений с исследуемыми нефтями (237), в которых содержится 93,3 % всего количества ВВН. Основная же часть последних приурочена к Волго-Уральскому (34,4 %), Западно-Сибирскому (24,9 %) и Тимано-Печорскому (23,6 %) бассейнам. Вместе с тем они различаются существенно условиями залегания и характеристикой масштабов скоплений ВВН. Так, для первого из них характерно присутствие большого числа мелких, в пределах двух других выявлено соответственно 6 и 13 более значительных по размерам месторождений ВВН.

В бассейнах предгорных прогибов альпийских орогенных поясов рассматриваемые месторождения немногочисленны (14). На их долю приходится всего 1,3 % всего количества ВВН, из которых более половины сосредоточено на месторождениях Азово-Кубанского НГБ.

Бассейны межгорных впадин и прогибов альпийских орогенов включают 39 месторождений ВВН, доля которых составляет 5,4 %.

Залежи ВВН в осадочном разрезе нефтегазоносных бассейнов выявлены в широком диапазоне глубин: от 50 (Доссорское, Танатарское в Казахстане) до 4800м (Сарыкамышское в Таджикистане). Однако наибольшее число залежей, в которых содержится более половины ресурсов ВВН (51,1 %), залегает на глубинах 800-1400 м (). Для них характерны пластовые температуры порядка 23-25 °С и давление 12-14 МПа . Интересно, что относительно крупные скопления ВВН локализуются в интервале глубин от 130 до 950 м.

Отмеченное распределение в целом отвечает тем теоретическим концепциям, в соответствии с которыми процессы превращения нефтей происходили непосредственно в пласте под влиянием тектонических, геохимических и гидродинамических факторов.

Основные ресурсы ВВН (58,2 %) связаны с палеозойскими отложениями (девон, карбон, пермь) нефтегазоносных бассейнов впадин и синеклиз древней Восточно-Европейской платформы. Мезозойские образования контролируют залежи ВВН в бассейнах молодых платформ (35,1 % ресурсов). В НГБ предгорных и межгорных прогибов и впадин скопления ВВН связаны с отложениями палеогена, неогена и частично антропогена.

Залежи ВВН приурочены к терригенным и карбонатным коллекторам, в которых сосредоточено соответственно 63,5 и 26,5 % ресурсов. В отдельных районах они связаны только с терригенными породами (Тюменская область, Азербайджан, о. Сахалин, Краснодарский край, Чечено-Ингушская АССР), в других - только с карбонатными (Оренбургская область, Таджикистан).

В большинстве случаев залежи ВВН находятся совместно с залежами обычных нефтей, обусловливая в определенной степени зональный характер строения нефтяных месторождений.

Подтверждение этого - закономерное уменьшение вязкости нефтей с глубиной (см. ).

Отмечается также и определенная пространственная зональность в размещении месторождений ВВН В пределах НГБ. В бассейнах впадин древних и молодых платформ ареалы распространения залежей ВВН достаточно четко контролируются границами положительных структурных элементов II и III порядков: сводов, валов, мегавалов, как правило, осложняющих центральные части бассейнов. В бассейнах предгорных и межгорных прогибов и впадин наиболее благоприятными структурными условиями для концентрации скоплений ВВН характеризуются прибортовые зоны развития систем антиклинальных складок. При этом масштабы образования скоплений ВВН находятся в прямой зависимости от величины воздымания крупных структурных элементов на завершающем кайнозойском этапе тектогенеза .

Выводы

1. Для решения практических задач целесообразно в качестве основного классификационного критерия нефтей использовать их вязкость в пластовых условиях и изучать ее зависимость от плотности и группового состава.

2. Для более обоснованного установления предельных значений параметров ВВН необходимо значительно увеличить количество проб и число их физико-химических анализов. Предлагаемое в работе предельное значение вязкости ВВН потребует существенного изменения отношения к освоению неглубокозалегающих скоплений УВ, относимых ранее к природным битумам.

3. Месторождения ВВН развиты практически во всех основных нефтедобывающих районах страны. По условиям залегания они аналогичны залежам обычных нефтей, отличаясь меньшими масштабами проявлений, глубиной залегания, пластовыми температурами и давлениями.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Веревкин K .И., Дияшев Р.Н. Классификация углеводородов при выборе методов их добычи.- Нефтяное хоз-во, 1982, № 3, с. 31-34.

2. Геологические факторы формирования скоплений природных бутумов / Э.М. Халимов, И.М. Климушин, Л.И. Фердман, И.С. Гольдберг - Геология нефти и газа, 1984, № 9 , с. 46-52.

3. Депюи Марк А. Разработка месторождений тяжелой нефти.- Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1982, № 1, с. 34-37.

4. Мартос В.Н. Разработка залежей тяжелых и вязких нефтей. Обзор. Сер. Нефтепромысловое дело. М., ВНИИОЭНГ, 1982, с. 41-42.

5. О классификации и рациональном использовании высоковязкой нефти Татарии / С.X . Айгистова, Р.X . Муслимов, Р.С. Касимов, А.Н. Садыков.- РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. М„ 1980, № 2, с. 13-15.

6. Перспективы ввода в разработку залежей тяжелых нефтей и природных битумов / И.М. Мякишев, Р.Н. Дияшев, З.А. Янгуразова, Р.X . Муслимов.- Нефтяное хоз-во, 1983, № 2, с. 32-36.

7. Скороваров Ю.Н., Требин Г.Ф., Капырин Ю.В. Условия залегания тяжелых высоковязких нефтей месторождений СССР.- Геология нефти и газа, 1984, № 7 , с. 11 -13.

8. Формирование и пространственное распределение вязких и твердых нафтидов в нефтегазоносных бассейнах / Н.Н. Лисовский, Э.М. Халимов, Л.И. Фердман, И.М. Климушин - Мат. XXVII Международного геол. конгресса. Секция С, 1-3, т. 13, М., 1984, с. 34-45.

9. Byramjee R.J. Heavy crudes and bitumes categorized to help assess resources, technigues,- Oil and Gas, 1983, vol. 81, No 27, p. 78-82.

10. Martinez A.R., Ion D.C., De Sorsy G.J. Classification and nomenclature systems for petroleum reserves.- Special report for the XI World Petroleum Congress. London , 1983.

Таблица Характеристики пластовых нефтей различной вязкости

Вязкость, Па*с	Плотность, г/см 3			Содержание, %
	интервал изменения	среднее значение	коэффициент вариации, %	масел			смол			асфальтенов
				интервал изменения	среднее значение	коэффициент вариации, %	интервал изменения	среднее значение	коэффициент вариации, %	интервал изменения	среднее значение	коэффициент вариации, %
0,03-0,1	0,838-0,929	0,886	1,8	66,2-99,0	82,6	9,4	0,2-26,0	14,7	39,8	0,1-8,7	2,7	85,2

высоковязкий нефть разработка месторождение

Для исключения убыточности и нерентабельности разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов в России и за рубежом ведутся работы, направленные на совершенствование и создание технологий повышения нефтеотдачи, позволяющих разрабатывать вышеуказанные месторождения с наибольшей экономической эффективностью.

В сфере разработки месторождений трудноизвлекаемого сырья, необходимо отметить деятельность таких компаний как «Удмуртнефть», «Татнефть», «РИТЭК».

После создания в 1973 г. в Удмуртии ПО «Удмуртнефть» первые попытки разработки основных месторождений с применением традиционных способов - редкими сетками скважин с заводнением - не дали положительных результатов. Скважины имели низкие дебиты, наблюдались быстрые прорывы закачиваемой воды по наиболее проницаемым пластам и пропласткам, не достигались проектные отборы и величины текущей нефтеотдачи, резко снижалась рентабельность освоения месторождений. Из-за применения в расчетах упрощенных гидродинамических моделей без учета осложняющих факторов оказались существенно завышенными проектные технико-экономические показатели разработки и особенно значения конечной нефтеотдачи, которые принимались проектами в пределах 34-45%.

Поэтому уже в 1975 г. были начаты масштабные комплексные научные исследования по созданию принципиально новых технологий повышения нефтеотдачи. Были организованы целенаправленные теоретические и экспериментальные исследования особенностей механизма нефтеотдачи в сложных трещинно-порово-кавернозных коллекторах с нефтями повышенной и высокой вязкости.

Накопленный мировой опыт разработки залежей с высоковязкими нефтями, содержащимися главным образом в терригенных коллекторах, доказывал эффективность использования тепловых методов (воздействие горячей водой - ВГВ и паротепловое воздействие - ПТВ). Однако для карбонатных коллекторов с тяжелыми вязкими нефтями подобных разработок не было. В Удмуртии разработка технологий освоения трудноизвлекаемых запасов в карбонатных коллекторах велась в двух направлениях: 1) поиск и создание технологий физико-химического воздействия на пласт, 2) тепловое воздействие на пласт.

Итогом целенаправленных научно-практических исследований стало создание принципиально новых технологий и способов рациональной разработки и повышения нефтеотдачи для решения проблемы эксплуатации сложнопостроенных месторождений с карбонатными коллекторами. Не имеющие аналогов в мировой практике термополимерные и термоциклические технологии воздействия на пласт научно обоснованы на уровне изобретений и патентов, испытаны и широко внедрены в производство. Если традиционно применяемые технологии заводнения в карбонатных коллекторах с нефтями повышенной и высокой вязкости могли обеспечить конечную нефтеотдачу не более 20-25%, то новые технологии позволяют довести нефтеотдачу до 40-45%.

Сущность нового подхода заключается в том, что при воздействии растворами полимера (полиакриламид концентрации 0,05-0,10%) удается существенно выравнивать профили приемистости в нагнетательных скважинах, а главное - значительно увеличивать коэффициент охвата неоднородного коллектора рабочим агентом. За счет выравнивания соотношения вязкостей вытесняемой и вытесняющей фаз происходит гашение вязкостной неустойчивости фронтов вытеснения - неконтролируемых прорывов воды к добывающим скважинам.

Исследования и последующий промышленный опыт показали, что технологии полимерного воздействия повышают в 1,5-1,7 раза конечную текущую нефтеотдачу по сравнению с таковой от воздействия необработанной водой, т.е. при заводнении существенно ниже динамика обводнения добывающих скважин и выше их рабочие дебиты. Разработанная новая технология термополимерного воздействия (ТПВ) предусматривает закачку в пласт нагретого до 80-90 °С полимерного раствора той же концентрации, что и холодный раствор.

Существенное улучшение механизма извлечения нефти из пластов при ТПВ заключается в том, что закачиваемый горячий полимерный раствор после прохождения по пласту снижает свою температуру до пластовой, тем самым увеличивая свою вязкость на фронте вытеснения, что приводит к его выравниванию и увеличению коэффициента охвата пласта. Причем этот процесс в пласте оказывается саморегулируемым, что особенно важно в трещиноватых коллекторах. На Мишкинском и Лиственском месторождении месторождениях дополнительная добыча нефти за счет технологии ТПВ превысила 560 тыс. т. Так, 1 т сухого полимера позволяет дополнительно добывать 263 т нефти.

В целях совершенствования технологии ТПВ была разработана новая технология термополимерного воздействия с добавлением полиэлектролита (ТПВПЭ), способствующего замедлению возможной деструкции полимера и более глубокому проникновению его в пласт. Кроме того, используя данную технологию, удалось существенно сократить расход дорогостоящего полимера (на 15-20%), снизив тем самым себестоимость добытой нефти. Дальнейшее совершенствование технологии ТПВ шло по пути значительного снижения энергоемкости и ресурсосбережения, что привело к разработке технологии циклического внутрипластового полимерно-термического воздействия (ЦВПТВ). Здесь закачка теплоносителя и раствора полимера осуществляется уже в несколько циклов, после чего предусматривается закачка обычной воды. Цикличность процесса ЦВПТВ приводит к увеличению охвата пласта рабочим агентом, интенсификации капиллярных и термоупругих эффектов и сокращению расхода химреагента. Реализация проекта началась на Ижевском месторождении, что позволило дополнительно добыть более 400 тыс. т нефти и достичь конечной нефтеотдачи 35,4 вместо 11,5% при существующем ныне режиме истощения. Применение технологии ЦВПТВ на Лиственском месторождении даст возможность получить дополнительно 2,3 млн. т нефти, увеличить извлечение нефти на 8% в сравнении с таковым при холодном полимерном воздействии (ХПВ). В качестве теплоносителей для нагнетания в пласт с целью повышения нефтеотдачи в настоящее время используется перегретая горячая вода (t=260 °C).

Термические методы на месторождениях высоковязких нефтей обеспечивают кратное увеличение нефтеотдачи относительно таковой при естественных режимах разработки и методах заводнения. В механизме нефтеизвлечения выделяются три основных фактора:

Улучшение отношения подвижностей нефти и воды;

Тепловое расширение пластовой системы;

Улучшение проявления молекулярно-поверхностных сил в пласте.

Внедрение технологий термического воздействия было начато на Гремихинском месторождении. Основной объект разработки - залежь пласта А4 башкирского яруса среднего карбона, со сложными трещинно-порово-кавернозными крайне неоднородными коллекторами. Режим пласта упруговодонапорный. Было ясно, что эффективность разработки месторождения традиционными способами будет низкой. Нефтеотдача, на естественном режиме составляет не более 10-12%. Поэтому в 1983 г. были начаты экспериментальные работы по нагнетанию в пласт теплоносителя: горячей воды с температурой на устье скважин 260 °С.

Однако эта технология весьма энергоемка, требует крупных материальных затрат, поэтому специалистами ОАО «Удмуртнефть» совместно с учеными ряда институтов проводились работы по созданию принципиально новых ресурсо и энергосберегающих технологий, позволяющих вывести заведомо нерентабельные запасы высоковязких нефтей Гремихинского месторождения в разряд прибыльных.

В результате созданы, запатентованы и внедрены в производство принципиально новые высокоэффективные технологии теплового воздействия: импульсно-дозированное тепловое воздействие (ИДТВ), импульсно-дозированное тепловое воздействие с паузой (ИДТВ(П), теплоциклическое воздействие на пласт (ТЦВП) и его модификации.

Сущность технологии ИДТВ заключается в многократном воздействии на матрицу попеременно и строго рассчитанными циклами «нагрев - охлаждение», что способствует более полному вытеснению нефти при поддержании в пласте так называемой «эффективной температуры». Это понятие положено в основу определения необходимых объемов теплоносителя и холодной воды для обеспечивания значительного сокращения энерго- и ресурсозатрат. Интенсификация добычи нефти в режиме ИДТВ определяется ускорением процесса охвата объекта разработки тепловым воздействием.

По сравнению с ПТВ и ВГВ циклический процесс позволяет использовать теплогенерирующие установки для большого числа нагнетательных скважин, так как в периоды нагнетания порции холодной воды теплоноситель нагнетается в другие скважины. При неоднократном повторе циклов смены температур, т.е. при термоциклическом воздействии на матрицу, величина нефтеотдачи достигает 37%, что на 9% выше, чем при заводнении.

В техническом исполнении ИДТВ особых дополнительных конструкций и установок не требует. Применяются стандартные паронагнетательные скважины, внутрискважинное устьевое и наземное оборудование.

В технологии ИДТВ(П) закачка вытесняющих агентов ведется не непрерывно, как в ИДТВ, а с кратковременными остановками (паузами) в периоды нагнетания порций холодной воды. Назначение пауз - периодическое создание в пласте перепадов давления с целью нарушения установившихся потоков флюидов и вовлечения в активную разработку низкопроницаемых зон. Продолжительность паузы принимается равной времени восстановления давления в пласте после остановки скважины. Технология ИДТВ(П), обладая всеми свойствами технологии ИДТВ, обеспечивает увеличение нефтеизвлечения до 40%.

Сущность технологии ТЦВП заключается в организации единого технологического процесса комплексного теплового воздействия на пласт через систему нагнетательных и добывающих скважин. Осуществление одного полного цикла ТЦВП включает: нагнетание теплоносителя в пласт одновременно через центральную нагнетательную и три добывающие скважины, расположенные через одну в 7-точечном элементе, при этом отбор жидкости ведут через оставшиеся три добывающие скважины. Затем происходит смена функции группы добывающих скважин - находящиеся под закачкой теплоносителя переводятся на режим отбора и наоборот; все добывающие скважины переводятся на режим отбора, закачку теплоносителя осуществляют через центральную нагнетательную скважину. Технология предусматривает осуществление трех-пяти таких циклов, что обеспечивает практически полный охват вытеснением всего площадного элемента. Циклический процесс приводит к периодической смене направлений фильтрационных потоков, что является сдерживающим фактором обводнения продукции добывающих скважин. Расчетная конечная нефтеотдача достигает 45%. Если рассматривать зону реагирования, то здесь доля нефти, добытой за счет термических методов, составляет 75%.

Экономическая эффективность от внедрения тепловых методов на Гремихинском месторождении составила около 525 млн р., в том числе по технологиям: ИДТВ - 211 млн р., ИДТВ(П) - 190 млн р., ТЦВП - 64 млн р.

Об эффективности технологий свидетельствует уровень текущей нефтеотдачи (42%) на опытных участках их применения, тогда как прогнозная конечная нефтеотдача при заводнении оценивается в пределах 20-25%.

Объемы дополнительно добытой нефти за счет новых технологий, достигнутые коэффициенты нефтеизвлечения в пределах опытных участков и на объектах в целом свидетельствуют о высокой эффективности внедряемых термических и термополимерных методов на месторождениях высоковязких нефтей Удмуртии. Расчеты себестоимости добычи нефти при внедрении новых технологий по сравнению с традиционными подходами убедительно доказывают их более высокую экономическую эффективность.

Практический опыт разработки Гремихинского, Мишкинского и Лиственского месторождений и расчеты себестоимости добычи нефти при достижении конечных значений нефтеизвлечения показали, что себестоимость добычи нефти при использовании созданных в ОАО «Удмуртнефть» физико-химических и термических методов повышения нефтеотдачи пластов ниже, чем при естественном режиме и заводнении. В результате стало возможным рентабельное применение новых технологий при существующих ценах на нефть.

Таким образом, новые технологии позволили устранить главное препятствие на пути применения тепловых методов при разработке месторождений вязких нефтей - большие затраты, поскольку традиционные тепловые методы по затратам примерно в 2 раза выше, чем при заводнении.

Несмотря на накопленный опыт в области тепловых методов воздействия на пласты, для отечественной нефтяной промышленности представляется крайне необходимым поиск и создание новых более совершенных технологий разработки залежи тяжелый нефтей и битумов. Это обусловлено как структурой «нетрадиционных» запасов нефти, так и необходимостью более полной выработки запасов углеводородов при достаточной высокой эффективности их добычи. Как уже отмечалось выше, более 2/3 извлекаемых запасов «нетрадиционных» углеводородов в России приходится на битумы, а не на тяжелую нефть. Геологические ресурсы природных битумов на порядок превышают извлекаемые запасы тяжелой нефти. Для разработки таких месторождений с достижением приемлемыми значениями коэффициентов извлечения необходимы новейшие тепловые методы, превосходящие по эффективности уже традиционные технологии паротеплового воздействия. Одним из таких методов может явиться парогравитационный дренаж (SAGD) (Рис. 9), который на сегодняшний день в мире зарекомендовал себя как очень эффективный способ добычи тяжелой нефти и природных битумов. В классическом описании эта технология требует бурения двух горизонтальных скважин, расположенных параллельно одна над другой, через нефтенасыщенные толщины вблизи подошвы пласта. Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания пара в пласт и создания высокотемпературной паровой камеры.

Процесс парогравитационного воздействия начинается со стадии предпрогрева, в течение которой (несколько месяцев) производится циркуляции пара в обеих скважинах. При этом за счет кондуктивного переноса тепла осуществляется разогрев зоны пласта между добывающей и нагнетательной скважинами, снижается вязкость нефти в этой зоне и, тем самым, обеспечивается гидродинамическая связь между скважинами. На основной стадии добычи производится уже нагнетание пара в нагнетательную скважину.

Рис. 9 Схема установки для добычи битума в режиме парогравитационного дренажа. Условные обозначения: 1 - лебедка; 2 - устьевое оборудование; 3,4 - эксплуатационные колонны соответственно добывающей и нагнетательной скважин; 5 - сваб; 6 - канат.

Закачиваемый пар, из-за разницы плотностей, пробивается к верхней части продуктивного пласта, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру. На поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтенасыщенных толщин постоянно происходит процесс теплообмена, в результате которого пар конденсируется в воду и вместе с разогретой нефтью стекают вниз к добывающей скважине под действием силы тяжести. Рост паровой камеры вверх продолжается до тех пор, пока она не достигнет кровли пласта, а затем она начинает расширяться в стороны. При этом нефть всегда находится в контакте с высокотемпературной паровой камерой. Таким образом, потери тепла минимальны, что делает этот способ разработки выгодным с экономической точки зрения.

Для повышения добычи и снижения энергозатрат некоторые компании начинают комбинировать методы VAPEX и SAGD. Одним из решений является технология SAP (Solvent Aided Process), в которой объединены преимущества указанных методов. В процессе SAP небольшое количество углеводородного растворителя вводится в качестве добавки в пар, закачиваемый при применении технологии SAGD. В то время как пар является основным теплоносителем и снижает вязкость нефти, добавка растворителя способствует ее разжижению в еще большей степени. Хотя улучшение экономических показателей зависит от конкретной ситуации, анализ полученных результатов показывает экономическую выгоду перехода с процесса SAGD на SAP.

В Канаде под закачкой растворителя подразумевается закачка углеводородных газов (парафиновых растворителей), таких как метан, пропан, бутан и их смеси. Этот метод требует наличия поблизости источника углеводородных газов и высокотехнологичного оборудования для их закачки. В то время как, месторождения сверхвязких нефтей Республики Татарстан характеризуются малой глубиной залегания продуктивного пласта (менее 100 м) и низкими пластовыми давлениями. В таких условиях применение данных растворителей нецелесообразно. Наиболее подходящими растворителями для вытеснения сверхвязких нефтей, содержащихся в слабоцементированных песчаниках уфимского яруса, являются углеводородные жидкости (нефтяные растворители), вязкость которых меньше вязкости нефти.

В мае 2006 г. специалистами ОАО «Татнефть» начат уникальный проект по добыче сверхвязких нефтей на Ашальчинском месторождении с использованием технологии парогравитационного воздействия. Для повышения ее эффективности была проведена экспериментальная оценка использования нефтяных растворителей совместно с закачкой пара. С целью выбора подходящего растворителя для вытеснения сверхвязких нефтей Ашальчинского и Мордово-Кармальского месторождений исследованы физико-химические свойства следующих растворителей: миа-прома, кичуйского нестабильного бензина, абсорбента Н, девонской нефти, нефраса 120/200, смесового растворителя «МС-50», нефраса 130/150, нефраса 150/200, нефраса 150/300, стерлитамакского абсорбента, дистиллята, дизельного топлива, абсорбента А-2, печного топлива.

Установлено, что самой низкой растворяющей способностью обладает дистиллят, производимый на базе Азнакаевской НГДУ «Азнакаевскнефть» (количество растворенной нефти составляет 4,67%), а самой высокой - нефрас 150/300 (15,1%).

Установлено, что все исследованные нефтяные растворители, кроме дистиллята, применимы в технологиях паротеплового воздействия, так как они не осаждают асфальтосмолистые вещества из сверхвязкой нефти. Анализ результатов исследований свидетельствует о том, что все изученные нефтяные растворители ускоряют разрушение водонефтяных эмульсий, приготовленных на основе сверхвязкой нефти Ашальчинского и Мордово-Кармальского месторождений при температуре 95 и 20 °С. Полученные результаты позволяют рекомендовать для при - менения в технологиях VAPEX и SAP в Татарстане нефтяные растворители, такие как абсорбент и нефрас, которые полностью соответствуют требованиям, предъявляемым к растворителям, используемым совместно с тепловыми методами.

Интересна технология инновационного технико-технологического комплекса парогазового воздействия разработанная в ОАО «РИТЭК». Суть ее состоит в том, что в парогазогенераторной установке теплоноситель образуется непосредственно в призабойной зоне пласта (рис. 10). При генерации теплоносителя в призабойной зоне тепловые потери при транспортировке пара практически отсутствуют. Экономичность таких устройств по эффективности сжигания топлива примерно на 30% выше, чем у наземных установок.

В парогазогенераторе для генерации парогазовой смеси используются только жидкие компоненты: вода и монотопливо (система, в которой все необходимые для реакции компоненты содержатся в одном жидкостном потоке). Кроме того, при работе парогазогенератора в нефтяной пласт нагнетается не чистый пар, а его смесь с продуктами сгорания, так называемая парогазовая смесь. Парогаз оказывает на пласт комбинированное воздействие: тепловое и физико-химическое, так как в его состав входят, помимо водяного пара, углекислый газ и азот. Таким образом, в парогазогенераторах обеспечивается практически полное использование химической энергии топлива, отсутствуют выбросы отработанных газов в атмосферу, а тепловое воздействие на пласт дополняется физико-химическим.

В мае 2009 г. в скв. 249 Мельниковского месторождения в Республике Татарстан были начаты опытно-промысловые испытания парогазогенераторного комплекса на монотопливе, которые уже дали положительные результаты. Это завершающий этап разработки уникальной комплексной технологии, позволяющей осуществлять добычу высоковязкой нефти на больших глубинах. Данная технология и разработанный комплекс оборудования открывают большие возможности для добычи нетрадиционного сырья, в частности в Республике Татарстан, где сосредоточены значительные запасы высоковязкой нефти.

Рис. 10. Принципиальная схема установки парогазогенератора на монотопливе: 1 - станция управления; 2 - монотопливо; 3 - вода; 4 - плунжерный насос

Транспортировка нефти с высоким показателем вязкости довольно усложнена из – за увеличенной сопротивляемости.

1. Для облегчения добычи и облегчения текучести в нефть вводится углеводород или более легкая нефть. Но такой способ требует дополнительных затрат, к тому же легкие фракции нефти не всегда доступны.

2. Применяется и другой способ разжижения нефтяного высоковязкого сырья. В этом случае вдоль трубопровода устанавливаются нагревательное оборудование, облегчающее транспорт нефти. Но, для работы нагревательных элементов используется часть добываемой нефти, что приводит потерям до 20% добываемого продукта.

3. Следующий способ добычи утяжеленной нефти – это подача ее в виде текучих водных эмульсий. Получается эмульсия при подмешивании в нефть воды и эмульгатора, с последующей подачей образовавшейся массы в трубы. Чтобы такой способ был менее затратным эмульгатор должен использоваться дешевый, а эмульсии должны быть стабильными при перекачке насосом и последующей подаче нефти. Невыгодными считаются эмульсии, которые имеют в составе лишь 50 % нефти, так как получается что энергетические затраты при добыче увеличиваются на половину.

Как эмульгатор используется смесь сульфатных и карбоксилированных этоксилатов, которые не только дорогостоящи, но и являются дефицитом, что приводит к увеличению стоимости производства.

4. Еще один способ – это подмешивание в нефть водного раствора диспергатора с последующим образованием эмульгирующих соединений, которые состоят из этоксилированых алкилфенолов. Результат этого изобретения – увеличение количества и эффективности транспортировки нефтепродуктов высокой вязкости. Водный раствор диспергатора нагнетается в скважину и вступает в контакт с нефтью на глубине, большей, чем расположен откачивающий насос. Благодаря колебаниям, создающимся при работе насоса, происходит смешивание нефти и диспергатора и подача образовавшегося состава наверх по трубам, причем смешивание происходит независимо от размера и твердости частиц, составляющих нефтепродукт.

5. Разжижение нефтепродуктов возможно и посредством закачки в призабойную пластовую область разжижителя, продаваемого по затрубному пространству. Но, по мере окончания действия разжижающего вещества, возникает необходимость закачивать его снова и снова, что затратно по временным показателям и потому малоэффективно.

Но, если применять утяжеленный разжижитель, то он опускается ниже уровня насоса о самой призабойной зоны и, заполняя собой пространство, способствует вытеснению нефти в трубу, как более легкого материала. Такой разжижитель состоит из хлоркальциевой воды, смеси двух ПАВ и гидроокиси щелочных металлов.

Данный способ улучшает работу глубинных насосов, повышает коэффициент подачи нефтяного сырья, уменьшает давление на устье скважины и не требует использования дополнительного оборудования.

6. Новая методика – внутрипластовое горение, применяется уже на некоторых месторождениях и вполне успешно, возможно, что за ней будущее.

Внутрипластовое горение – это способ добычи нефти, когда используется энергия, получаемая при горении сырья прямо в пласте при закачке в него воздушного пространства. Возможно использование этого метода для легкой и тяжелой нефти. Так, например, при горении 1 куб. метра породы при давлении в 200 атмосфер и наборе температуры до 350 градусов, можно получить 60 кубов газа и 80 литров нефти.

Для осуществления процесса в скважину нагнетается воздух, который и запускает окислительный процесс с повышением температуры, благодаря чему вода испаряется, превращаясь в пар с образованием нефтяного вала, вытесняющего наружу сквозь трубу образующиеся газы и нефть.

Внутрипластовое горение может быть сухим, влажным и сверхвлажным. Наиболее удобное для добычи влажное горение, так как оно продвигает фронт горения, снижает расход воздуха, уменьшает концентрацию нефти, сжигаемой в пласте.

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ

Достаточно высокие значения нефтеотдачи пласта при разработке месторождений высоковязких нефтей могут быть достигнуты лишь при реализации тепловых методов повышения нефтеотдачи.

Вместе с тем, учитывая значительные затраты при реализации МУН, в последнее время был разработан и ряд новых технологий холодной добычи нефти. Нами на практических занятиях будут рассмотрены все существующие на сегодня технологии добычи высоковязкой нефти

В рамках данной лекции остановимся на тепловых методах разработки высоковязких нефтей.

Тепловые методы повышения нефтеотдачи.

Для повышения КИН месторождения ВВН целесообразно повышение температуры пласта. Вода обладает свойством переносить гораздо большее количество тепла, чем любая другая жидкость, в том же агрегатном состоянии. При температуре, не слишком близкой к критической, сухой пар переносит гораздо большее количество теплоты чем вода (в 3,5 раза при 20 атм, в 1,8-при 150 атм).

При непрерывном нагнетании теплоносителя (система нагнетательная-добывающая скважины) не вся подводимая тепловая энергия расходуется на увеличение нефтеотдачи. Некоторая, достаточно заметная её часть теряется из-за тепловых потерь:

При течении теплоносителя по участку обсадной трубы скважины, проходящему через верхние слои грунта;

в кровлю и подошву нефтяного пласта непосредственно в ходе нагнетания в пласт;

при повышение температуры нефтяного коллектора.

Использование только одной скважины попеременно в качестве нагнетательной и эксплуатационной значительно снижает отрицательное влияние перечисленных факторов на тепловую эффективность данного метода позволяя лучше использовать подводимую к месторождению тепловую энергию. Такой метод теплового воздействия называется циклическим. Как и при непрерывном нагнетании, в этом процессе теплоносителем обычно служит водяной пар.

При термическом воздействии на нефтяной пласт с помощью теплоносителя по профилю температур или по водонефтенасыщенности можно выделить несколько зон, где действуют различные физические механизмы.

Вытеснение нефти нагретой водой

Нагнетаемая в пласт вода охлаждается при контакте с несущей породой и имеющимися в пласте жидкостями. При достаточно установившемся процессе различают две основные рабочие зоны, нумерацию которых принято начинать от начала течения в направлении его развития. Однако для лучшего понимания начнём их описание в обратном порядке, как показано на рисунке 1.

В зоне 2 нефть вытесняется водой, температура которой равна температуре пласта. Нефтенасыщенность в заданной точке снижается с течением времени и при определённых условиях может достигнуть величины остаточного насыщения, зависящей от температуры в зоне 2.

В каждой точке зоны 1 температура непрерывно растёт, что обычно приводит к снижению остаточной нефтенасыщенности. Кроме того, расширение породы-коллектора и заполняющей его жидкости приводит к снижение (при неизменном насыщении) массы нефти, содержащейся в порах. Если нефть содержит легколетучие углеводороды, они могут быть вытеснены при помощи последовательных процессов испарения и конденсации – в этом случае в сравнительно узкой зоне может существовать состояние насыщения газовой фазы углеводородом.

Вытеснение нефти насыщенным водяным паром

Различают 3 основные зоны, пронумерованные в направлении течения теплоносителя (рисунок 2).

Зона 1 – в начале зоны конденсации сосуществует три фазы: вода, смесь жидких углеводородов и газ. Температура близка к постоянной, медленно снижается при удалении от границы ввода пара в соответствии с зависимостью температуры насыщения от давления. Нефтенасыщенность также изменяется за счёт гидродинамического вытеснения нефти из этой зоны или вследствие испарения легколетучих компонентов.

Зона 2 (конденсация) – в этой зоне пары воды и углеводородные фракции конденсируются при их контакте с холодным коллектором. Локальные температуры коллектора и наполняющих его фракций сильно отличаются, поэтому, строго говоря здесь нельзя пользоваться понятием эффективной теплопроводности. Это локальное нарушение теплового равновесия было обнаружено при экспериментально исследовании вытеснения воды водяным паром. В ходе эксперимента наблюдался переход воды в пар, хотя локальная средняя температура, измеренная термопарой, была заметно ниже температуры насыщения при поддерживаемом в эксперименте давлении (рисунок 3). Эта средняя температура является промежуточной между температурами твёрдого пористого тела и заполняющих его флюидов

Зона 3 – процессы в этой зоне аналогичны процессам, происходящим при вытеснении горячей водой. Однако объем, занимаемый единицей массы пара, гораздо больше, чем объём единицы массы воды; а так как объем зоны 1 (зоны пара) в ходе вытеснения возрастает, скорость воды в зоне 3 в данном случае значительно выше, чем при нагнетании внутрь залежи непосредственном воды той же температуры и с тем же массовым расходом.

Пароциклическое воздействие на скважину

Этот метод, используемый иногда наравне с методом непрерывного вытеснения нефти, включает три последовательные фазы, образующие цикл, который может быть повторён (рисунок 4).

Фаза нагнетания – развитие процесса в этой фазе, пар нагнетают в область залегания нефтяного пласта, идентично развитию процесса вытеснения.

Фаза ожидания – скважина закрыта. Привнесённая тепловая энергия переходит в пласт, пар конденсируется, отдавая своё тепло коллектору и нефти, находящейся в зоне нагнетания.

Фаза извлечения нефти – уровень добычи нефти после откачки части сконденсировавшейся воды заметно превышает уровень её добычи до нагнетания пара. В этот период (в отличие от процесса непрерывного вытеснения нефти) все текучие вещества – сначала сконденсировавшаяся вода, а затем нефть – нагреваются по мере приближения к нефтяной скважине. Часть поступившего к месторождению тепла возвращается обратно. Эффективность процесса зависит от существования в этой зоне повышенной температуры, максимум который достигается в непосредственной близости от скважины, т.е. в области, где тепловые потери при нагнетании пара наиболее существенны.

Таким образом, при одинаковом давлении на забое скважины уровень добычи (вследствие снижения вязкости добываемой нефти) после пароциклического воздействия превышает уровень добычи до него.

Что касается других составляющих энергетического баланса, отметим полное преобразование механической энергии, подведённой к месторождению вместе с паром в процессе конденсации, в тепловую.

При пароциклическом воздействии количество механической энергии слишком незначительно для повышения нефтедобычи. Механическая энергия для проталкивания нефти на каждой скважине обеспечивается соответствующими факторами (собственно тепловой энергией, нагнетанием и т.д.).

Естественно предположить, что при повторениях такого цикла добыча нефти возрастает от цикла к циклу (если не рассматривать влияние очистки и засорения скважины) прежде всего вследствие постепенного повышения средней температуры в окрестности скважины, лишь затем уровень добычи начинает снижаться в результате истощения месторождения. Однако такое положение, отчасти подтверждаемое некоторыми лабораторными исследованиями, не всегда согласуется с данными промысловых испытаний. В частности, это замечание относится к трём циклам, где необходимо учитывать влияние побочных эффектов.

Физические процессы, происходящие при вытеснении нефти теплоносителем

Повышение температуры пласта влечёт за собой:

1) Уменьшение вязкости нефти и соответственно, изменение подвижностей нефти и воды;

2) Тепловое расширение твёрдого тела и жидкостей;

3) Изменение межфазного натяжения на границе нефть-вода;

4) Изменение смачиваемости.

Относительное влияние различных факторов

При вытеснении нефти нагретой водой (в отсутствие испарения каждый из описанных выше факторов – снижение отношения вязкостей изменения относительных проницаемостей, а также термическое расширение – оказывает воздействие на процесс (рисунок 5). Снижение отношения вязкостей и остаточной нефтенасыщенности приводит к замедлению распространения фронта воды и тем самым к увеличению нефтедобычи до прорыва фронта воды.

Для добычи лёгкой нефти большое значение имеет термическое расширение. В этом случае отношение µ h / µ e очень слабо зависит от температуры и межфазные явления изменяются лишь в силу того, что натяжение на границе нефть-вода является убывающей функцией температуры.

Для тяжёлой нефти отношение µ h / µ e резко падает с ростом температуры, и смачиваемость стенок коллектора более существенно воздействует на вытеснение нефти. Тепловое расширение в этом случае значительно меньше влияет на эффективность процесса, в целом перспективного для нефти подобного типа.

Рисунок 1. Профиль температуры (б), паро- (в) и водонасыщенности (а) при одномерном вытеснении нефти водяным паром

Рисунок 2. Профиль температуры (б), паро- (в) и водонасыщенности (а) при одномерном вытеснении нефти водяным паром

Рисунок 3. Профили паронасыщенности (а) и температуры (б), наблюдаемые при вытеснении воды водяным паром

Рисунок 4. Схема двух циклов паротеплового воздействия на скважину

Рисунок 5. Влияние различных процессов на эффективность вытеснения нефти нагретой водой при отсутствии испарения