Тепловые МУН. Лекция 8

1.

Лекция 8
Тепловые МУН

2.

Пар

3.

Нефтяной пласт в процессе закачки пара нагревается прежде всего за счет
использования скрытой теплоты парообразования. При этом пар, распространяясь
по поровому пространству, конденсируется. Дальнейший нагрев пласта
осуществляется уже за счет использования теплоты горячего конденсата, в
результате чего последний охлаждается до начальной температуры пласта.
При вытеснении нефти паром имеет место улучшение испарения
углеводородов за счет снижения их парциального давления. Снижение
парциального давления связано с наличием в зоне испарения паров воды. Из
остаточной нефти испаряются легкие компоненты и переносятся к передней
границе паровой зоны, где они снова конденсируются и растворяются в нефтяном
валу, образуя оторочку растворителя, которая обеспечивает дополнительное
увеличение нефтеотдачи. При температуре 375ºС и атмосферном давлении может
дистиллироваться (перегоняться) до 10% нефти плотностью 934 кг/м3.
При ПТВ в пласте образуются три характерные зоны: зона вытеснения нефти
паром; зона горячего конденсата, где реализуется механизм вытеснения нефти
водой в неизотермических условиях, и зона, не охваченная тепловым
воздействием, где происходит вытеснение нефти водой пластовой температуры.
Процессы, происходящие в каждой из этих зон, испытывают взаимное влияние.
Увеличение нефтеотдачи пласта при закачке пара достигается за счет
снижения вязкости нефти, что способствует улучшению охвата пласта
воздействием; путем расширения нефти, перегонки ее паром и экстрагирования
растворителем, что повышает коэффициент вытеснения.

4.

Влияние отдельных факторов на нефтеотдачу при вытеснении нефти паром
оценивается за счет:
снижения вязкости нефти – до 30%;
эффекта термического расширения – до 8%;
эффекта дистилляции – до 9%;
эффекта газонапорного режима – до 7%;
эффекта увеличения подвижности – до 10%.
Зависимость нефтеотдачи от различных факторов при
паротепловом воздействии.

5.

Схема непрерывного нагнетания пара

6.

Здесь была разработана и применена принципиально новая
высокоэффективная, ресурсосберегающая технология импульснодозированного теплового воздействия (ИДТВ) на пласт. В основе этой
технологии лежит решение наиболее проблемных задач разработки
месторождений с трудноизвлекаемыми запасами высоковязкой нефти, с
целью повышения конечного нефтеизвлечения и ресурсосбережения.
Главное отличие новой технологии ИДТВ от известных состоит в
особом режиме циклического нагнетания в пласт теплоносителя и
холодной воды.
В дальнейшем эта технология была усовершенствована. В результате
была
создана
технология
импульсно-дозированного
теплового
воздействия на пласт с паузами – ИДТВ(П). Сущность технологии
заключается в том, что при циклической закачке расчетных объемов
теплоносителя и холодной воды на этапе нагнетания воды
осуществляются
периодически
остановки
процесса
(паузы).
Продолжительность каждой паузы равна времени восстановления
пластового давления в скважинах при их остановке или смене режима
эксплуатации, а суммарная продолжительность остановок в цикле не
должна превышать времени, необходимого для закачки в пласт 10-15%
объема воды в данном цикле.

7.

Технология ТЦВП предусматривает реализацию следующей цепочки
технических решений и технологических приемов: определение
потребного количества теплоносителя для данного элемента (участка)
залежи; расчетное распределение потребного количества теплоносителя
между нагнетательной (центральной) и добывающими скважинами,
составляющими элемент теплового воздействия; определение темпа
нагнетания теплоносителя в данный элемент с последующим
распределением между паронагнетательной и добывающими скважинами.
Осуществление одного цикла ТЦВП включает три технологических
этапа:
1-й этап – нагнетание теплоносителя осуществляется одновременно
через центральную нагнетательную (НС) и добывающие (ДС) скважины
данного элемента, расположенные через одну; отбор продукции
осуществляется через оставшиеся (через одну) добывающие скважины;
2 этап отличается от первого тем, что группы добывающих скважин
меняются функциями;
3 этап – нагнетание теплоносителя осуществляется только через
центральную НС, а из всех ДС производится отбор продукции.
Циклы повторяются заданное количество раз.

8.

Схема процесса ТЦВП на 7-точечном
элементе

9.

Схема 13-точечного ОПУ ТЦВП.

10.

Ново-Суксинское
месторождение.
Опытный участок
по закачке
теплоносителя
10

11.

Пароциклические термические обработки призабойных зон
в добывающих скважинах (ПТОС).
Схема трех последовательных циклов паротепловой обработки
добывающей скважины.

12.

Внутрипластовое горение (ВГ)

13.

Внутрипластвое горение (ВГ).
Горение – это физико-химический окислительный
процесс, протекающий при определенных условиях и
сопровождающийся
химическими
превращениями
веществ с выделением больших количеств теплоты и
образованием продуктов реакций.
Физической стадией процесса являются этапы
смешения топлива и окислителя и нагрев горючей
смеси, химической – реакция горения, протекающая по
формуле:
СНn + O2 → CO2 + CO + H2O + теплота реакции,
где СНn – коксообразный остаток, образующийся при
разложении нефти.

14.

Сухое внутрипластовое горение (СВГ)
Это обычное внутрипластовое горение, при котором в
нагнетательные скважины после инициирования горения для
его поддержания закачивается только воздух.
Влажное внутрипластовое горение (ВВГ)
Это
разновидность
внутрипластового
горения,
позволяющего интенсифицировать разработку месторождений
с высоковязкими нефтями, увеличивая конечную нефтеотдачу,
при котором в нагнетательные скважины после инициирования
и создания устойчивого фронта горения вместе с воздухом или
попеременно закачивают (в определенном соотношении) воду.
При этом вода, контактируя с нагретой породой, испаряется.
Пар, увлекаемый потоком газа (воздуха), переносит теплоту в
область, находящуюся впереди фронта горения.

15.

Сверхвлажное внутрипластовое горение (СВВГ)
Процесс является разновидностью внутрипластового горения,
осуществляемого в сочетании с заводнением. При сверхвлажном
горении утилизация кислорода улучшается, а коэффициент
использования топлива при достаточно высоком ВВО становится
меньше единицы, что связано с увеличением роли конвективного
потока воды в процессе. С ростом ВВО уменьшается удельный
расход на выжигание пласта, и следовательно, концентрация
сгорающего топлива.
Процесс сверхвлажного горения протекает при температуре 200250ºС в отличие от влажного или сухого горения, когда
температура достигает 400-600ºС и соответствует температуре
насыщенного водяного пара или горячей воды. А скорость
перемещения зоны генерации тепла при сверхвлажном горении
пропорциональна водовоздушному фактору и определяется
темпом нагнетания воды, а не воздуха. При сверхвлажном
горении эта скорость возрастает

16.

Влияние плотности нефти на содержание топлива в ней
1, 2 – по лабораторным и промысловым данным
16

17.

Схема процесса внутрипластового горения
17

18.

Схема процесса противоточного горения
а – I этап, б – II этап
1 – нефтенасыщенный пласт, 2 – зона горения, 3 – выжженная зона, 4 – нефтяной
пласт, насыщенный воздухом, 5 – выжженная зона, через которую нефть и газы
18
горения фильтруются в добывающую скважину

19.

Схема опытного участка влажного внутрипластового горения –
ВВГ залежи №24 Ромашкинского месторождения
19

20.

Добыча нефти и жидкости на опытном участке ВВГ
Архангельского месторождения
20

21.

Также было обосновано, что при тепловом воздействии следует поддерживать в
пласте температуру, не превышающую некоторой минимально необходимой для
данного месторождения температуры – эффективной температуры вытеснения – Тэф.
Эта температура определяется по графику зависимости вязкости нефти конкретного
месторождения от температуры, то есть принимается в качестве эффективной
температуры то ее значение, при котором дальнейшее повышение температуры
практически не влияет на снижение вязкости нефти. После определения эффективной
температуры вытеснения принимается условие, что при суммарном нагнетании
теплоносителя и холодной воды в объеме αVпор средняя температура части пласта
βVпор должна быть равной Тэф .
Зависимость изменения вязкости
пластовой нефти Гремихинского
нефтяного месторождения от
температуры.
Примечание:
Температура пласта – 28ºС; эффективная температура – 50-60ºС, среднее
значение вязкости нефти в пластовых условиях – 150 спз.

22.

Вытеснение нефти горячей
водой (ВГВ).
Это также тепловой процесс воздействия на
нефтяную залежь путем закачки в нее горячей воды.
Вода при температуре 148,9ºС содержит 628
кДж/кг, а насыщенный пар при той же температуре –
2742 кДж/кг, т.е. более чем в 4 раза. Это еще не
означает, что пар отдает пласту в 4 раза больше тепла,
чем то же количество воды. Если пластовая
температура равна 65 ºС, то 1 кг воды, нагретой до
148,9ºС, передает пласту 356 кДж, а 1 кг пара при тех
же условиях – 2470 кДж, т.е. почти в 7 раз больше.

23.

Термополимерное воздействие.
Термополимерное
воздействие
–
это
технология комбинированного воздействия,
сочетающая тепловое воздействие на пласт с
полимерным заводнением, приводящим к
благоприятному
изменению
соотношения
подвижностей. Снижение вязкости нефти под
влиянием теплового воздействия дополняется
снижением подвижности закачиваемой воды
путем растворения в ней полимерных добавок.

24.

Паротепловое воздействие с раствором карбамида.
Паротепловое воздействие с раствором карбамида –
комбинированный метод теплового воздействия на
пласт путем закачки оторочек теплоносителя и
карбамида сочетает в себе тепловое, щелочное и
углекислотное
воздействие
на
пласт.
Концентрированный раствор карбамида закачивают в
прогретый теплоносителем пласт. Карбамид разлагается
на аммиак и углекислый газ при температуре 150ºС и
выше по реакции
CO(NH2)2 + H2O → 2NH3↑ + CO2↑ .

25.

Термические методы добычи нетрадиционных нефтей.
К термическим методам добычи нетрадиционных нефтей относятся:
стимулирование добычи циклической закачкой пара и заводнение паром (Cyclic
Steam Stimulation – CSS and Steamflood), гравитационное дренирование с
помощью пара (Steam Assisted gravity Drainage – SAGD), внутрипластовое
горение, нагрев призабойной зоны электрическими нагревателями или
радиоволнами.
Циклическая закачка пара (Cyclic Steam Stimulation – CSS) и заводнение
паром (Steamflood)
В Канаде применение CSS считается целесообразным при залегании
продуктивных пластов на глубине более 300 м, однако имеются некоторые
участки, где успешную закачку пара можно осуществить при глубинах от 200
до 300 м. В Канаде затраты на добычу нефти этим способом оцениваются в
пределах от $ 18 до $ 21 за баррель добытой нефти. Хорошие результаты
применения метода CSS получены в продуктивных пластах толщиной более 10
м и пористостью более 30%.

26.

Гравитационный дренаж с помощью пара
(Steam Assisted Gravity Drainag – SAGD).
SAGD является наиболее поздней разработкой по сравнению с
CSS или заводнением паром. SAGD получил быстрое
распространение в Западной Канаде из-за его способности добывать
тяжелую нефть из очень неглубоких продуктивных пластов при
методах обычной закачки пара. Скважины SAGD работают при
низких давлениях пара по сравнению с CSS или скважин при
заводнении паром. SAGD находит применение на скважинах
глубиной от 100 до нескольких сотен метров.
При применении SAGD бурятся две горизонтальные скважины,
одна из которых находится над другой. Расстояние между
скважинами по вертикали обычно составляет 5 м, но в зависимости
от вязкости нефти могут быть приняты расстояния от 3 до 7 м.
Протяженность горизонтального участка из лайнеров с
продольными щелевидными отверстиями обычно составляет от 500
до 1500 м.

27.

Геологическая модель залегания природных
битумов уфимского яруса.

28.

Геологический профиль битумоносных
пермских отложений.

29.

Методы термокапиллярно-гравитационного
воздействия (ТКГВ).

30.

Проекция горизонтальных скважин №№232, 233 на линию геологического
профиля по скважинам №№ 229, 237, 228, 236, 235.

31.

Схема процесса ВГ по принципу «от носка к пятке», т.е. отбор от забоя до
точки вскрытия кровли горизонтальной скважины.

32.

Механизм термогазового воздействия

33.

Физическая схема парогазогенератора
(ПГГ)