Форсированный отбор жидкости

Технология заключается в поэтапном увеличении дебитов добывающих скважин (уменьшении забойного давления Рз). Физико-гидродинамическая сущность метода состоит в создании высоких градиентов давления путем уменьшения Рз. При этом в неоднородных сильно обводненных пластах вовлекаются в разработку остаточные це­лики нефти, линзы, тупиковые и застойные зоны, малопроницаемые пропластки и др. Условиями эффективного применения метода считают: а) обводненность продукции не менее 80—85 % (начало завершающей стадии разра­ботки); б) высокие коэффициенты продуктивности скважин и забойные давления; в) возможность увеличения де­битов (коллектор устойчив, нет опасений прорыва чуждых вод, обсадная колонна технически исправна, имеются условия для применения высокопроизводительного оборудования, пропускная способность системы сбора и под­готовки продукции достаточна).

Для решения вопроса о применении метода необходимо предварительное изучение зависимости дебита нефти от дебита жидкости. Дебиты жидкости необходимо назначать по максимуму дебита нефти. Приступать к форсированному отбору следует постепенно, увеличивая дебит отдельных скважин на 30-50%, а затем в 2-4 раза. Техника форсирования отборов может быть самой различной: штанговые насосы при полной загрузке обо­рудования, электронасосы, рассчитанные на большие подачи, и др.

Тепловые методы повышения нефтеотдачи пластов.

Вытеснение нефти паром.

На основании лабораторных и промысловых опытов установлено, что наиболее эффективным рабочим агентом, используемым для увеличения нефтеотдачи, является насыщенный водяной пар высоких давлений (8-15 МПа) со следующими отличительными свойствами.

1. Высокая энтальпия благодаря скрытой теплоте парообразования. При степени сухости пара 0,8 (80% па­ра и 20% воды) в пласт можно ввести значительно больше тепла (в расчете на единицу массы закачиваемого объ­екта), чем во время нагнетания горячей воды (в 3-3,5 раза).

2. Объем пара может быть в 25-40 раз больше, чем объем воды.

3. Пар в состоянии вытеснить почти до 90% нефти из пористой среды.

В процессе вытеснения нефти паром пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и вы­сокой вязкости нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефте­носности. В пласте образуются три следующие зоны, различающиеся по температуре, насыщению и характеру вы­теснения.

1. Зона пара вокруг нагнетательной скважины с температурой, изменяющейся от температуры начала кон­денсации (400-200 °С), в которой происходят экстракция из нефти легких фракций (дистилляция нефти) и перенос (вытеснение) их по пласту, т. е. Совместная фильтрация пара и легких фракций нефти.

Рис. 7.7. Распределение температуры Т и насыщенности S по длине однородного образца L при вытеснении нефти паром.

Зона: I - дистилляции нефти; II - конденсации легких фракций нефти и пара; III - конвективного прогрева пласта и объемного расширения нефти

2. Зона горячего конденсата, в которой температура изменяет­ся от температуры начала конденсации (200 °С) до пластовой, а горя­чий конденсат (вода) в неизотермических условиях вытесняет легкие фракции нефти.

3. Зона с начальной пластовой температурой, не охваченная тепловым воздействием, в которой происхо­дит вытеснение нефти пластовой водой.

Зоны пара и горячего конденсата по мере продолжения процесса расширяются, а третья зона с начальной пластовой температурой сокращается. В конечном счете, зона горячего конденсата, а затем и зона пара могут дос­тигнуть добывающих скважин. Тогда горячая вода и пар прорываются в скважины и извлекаются с нефтью на по­верхность. После этого продолжение процесса нагнетания пара практически нецелесообразно.

Увеличение нефтеотдачи пласта в процессе нагнетания в него пара достигается за счет снижения вязкости нефти под воздействием температуры, что способствует улучшению охвата пласта процессом, а также за счет рас­ширения нефти, перегонки ее с паром и экстрагирования растворителем, что повышает коэффициент вытеснения. Основную долю эффекта вытеснения нефти (40-50%) обеспечивает снижение вязкости нефти, затем дистилляция нефти и изменение подвижностей (18-20%) и в меньшей степени - расширение и смачиваемость пласта.

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

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

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

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

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

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

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

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

Основное ограничение на применение метода — глубина не более 800—1000 м. С повышением темпа на­гнетания пара потери теплоты резко снижаются.

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

Закачка горячей воды.

В определенных физико-геологических условиях, в особенности с ростом глубин залегания пластов и по­вышением давления нагнетания теплоносителей, технологически и экономически целесообразно нагнетать в пласт высокотемпературную воду (до 200 °С), не доводя ее до кипения, так как при высоких давлениях (25 МПа) энталь­пия пара, горячей воды или пароводяной смеси практически не различается. Закачка горячей воды в пласт обяза­тельна при внутриконтурном заводнении месторождений, нефти которых высокопарафинистые и пластовая темпе­ратура близка к температуре начала кристаллизации парафина. После предварительного разогрева призабойной зоны пласта и вытеснения нефти на расстояние нескольких десятков метров от скважины можно переходить на за­качку холодной воды.

Размеры зон прогрева и последующего охлаждения определяются термогидродинамическими расчетами в зависимости от темпа нагнетания горячей и холодной воды, температур пласта и теплоносителя, а также теплофи-зических характеристик пласта и теплоносителя. Доказана высокая эффективность от нагнетания высокотемпера­турной горячей воды при различных геолого-физических условиях. В процессе нагнетания в пласт с маловязкой нефтью воды при давлении 20 МПа и температуре 300-310 °С нефть растворяется в воде и практически полностью вытесняется из пористой среды.