Методы разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов
Разработка шахтным
способом осуществлялась по двум системам (Рис. 3): 1) ухтинской, при
которой залежь дренировали весьма плотной сеткой вертикальных или слегка
наклонных скважин (глубиной до 50 м), пробуренных из горной выработки вышележащего туффитового
горизонта,
находящейся выше продуктивного пласта на 25 метров и 2) уклонно-скважинной
– с расположением галерей в верхней части пласта и разбуриванием шестигранников
(площадью 8–12 га) в подстилающем горизонте пологими скважинами длиной до 200 м.,
которые отходят от них как спицы колеса от оси.
Рис. 3 Схема разработки шахтным способом
Ярегского месторождения, включающая в себя ухтинскую и уклонно-скважинную
системы
1 – система наклонных скважин; 2 – подземная
часть скважины; 3 – насосная станция; 4 – подземная галерея для аэрации; 5 – основная
скважина; 6 – скважина для аэрации; 7 – электрическое оборудование; 8 – хранение
взрывчатых веществ; 9 – подземная галерея; 10 – камеры, в которые выходят устья
скважин; 11 – система сгруппированных скважин
Такая двойная система
скважин позволила увеличить коэффициент нефтеотдачи до 6%. Для его повышения
было решено прибегнуть к паротепловому воздействию. Необходимо было найти
«прорывную» технологию, обеспечивающую решение проблем. Такая технология была
предложена, опробована и после проведения большого объема опытных работ по
тепловому воздействию на продуктивный пласт в условиях шахтной разработки, с
1972 года началось широкомасштабное внедрение «двухгоризонтной системы»
термошахтного способа разработки (Рис. 4) на всех нефтешахтах.
Рис. 4
Двухгоризонтная система разработки
В настоящее время
продолжается поиск и совершенствование технологий добычи нефти на
месторождении. Так с 1999 г., на нефтешахтах проводились
опытно-промышленные работы по испытанию подземно-поверхностной технологии (рис. 5).
За период испытания новой технологии получен достаточный материал для
проведения анализа разработки и подтверждена методика расчета технологических
показателей разработки по предложенному способу.
Данный метод позволил
увеличить годовой объём добычи нефти в настоящее время до 690 тыс. тонн без
существенной реконструкции мощностей, но с серьёзными отступлениями и не
выполнением ОТМ, обеспечивающих заявленные преимущества данного способа, по
отношению к существующим. (двухгоризонтная, одногоризонтная, панельная системы)
и ту эффективность, ради которой эта технология внедряется.
В тот же период были
начаты опытно-промышленные работы с применением поверхностных технологий,
предложенной Л.М. Рузиным, на площадях ранее отработанных по
уклонно-скваженной системе, шахтным способом на естественном режиме истощения.
Технология предусматривала циклическую закачку пара (пароциклическую обработку)
с переводом скважин в конце цикла закачки в режим эксплуатации. Опытные работы
велись в границах шахтного поля 2 бис – ОПУ-99, на третий год разработки этого
участка появились положительные контуры эффективности этой технологии, По
предложениям специалистов института «РосНИПИтермнефть», руководитель Джалалов К.Э.,
в ходе ОПР в технологию вносятся корректировки, связанные с переводом
контурного ряда скважин, после 3-й пароциклической обработки в режим постоянного
нагнетания, то есть сочетание пароциклики с площадным вытеснением. К сожалению,
«политические» мотивы не позволили продолжить ОПР и получить реальные результаты.
Начиная с 2004 года на
одном их участков месторождения осуществляется адаптация к условиям Ярегского
месторождения канадского способа разработки – термо-гравитационного
дренирования, сущность которого заключается в разработке нефтяной залежи
горизонтальными скважинами с поверхности.
Эффективность любой
системы разработки определяется, безусловно, экономическими показателями –
затратами на добычу нефти, темпами отбора и коэффициентом извлечения нефти
(КИН).
«Холодные» способы добычи
К современным
«холодным» методам добычи тяжелой нефти, в первую очередь, может быть отнесен
метод «CHOPS» (рис. 6), предполагающий добычу нефти вместе с песком за
счет осознанного разрушения слабосцементированного коллектора и создания в
пласте соответствующих условий для течения смеси нефти и песка (месторождение Ллойдминстер,
Канада). Применение метода CHOPS не требует больших инвестиций на обустройство
и обеспечивает незначительность эксплуатационных расходов, однако коэффициент
нефтеотдачи в этом случае как правило не превышает 10%. При холодной добыче успешно
используется специализированное насосное оборудование (например, установки
винтовых насосов), с помощью которого производится откачка специально созданной
смеси пластового флюида и песка. Добыча песка приводит к возникновению длинных
каналов, или «червоточин», обладающих высокой проницаемостью. Опыт показывает,
что некоторые каналы могут отходить в стороны от эксплуатационной скважины на
расстояние до 200 м. Сочетание пенистости нефти с высокопроницаемыми
каналами обуславливает высокие коэффициенты извлечения и высокие дебиты,
наблюдаемые у большинства нефтеносных пластов месторождения Ллойдминстер.
Несмотря на коммерческий успех технологии холодной добычи, существует ряд
признаков, по которым можно судить о вероятном достижении предела ее
возможностей. По имеющимся оценкам, объем добываемой в настоящее время нефти
составляет 36 500 м3/сут (230 000 барр./сут), при этом согласно
прогнозам в следующем десятилетии произойдет снижение добываемых объемов на 50%.
Причиной такого снижения добычи являются следующие факторы:
» отсутствие новых
месторождений, пригодных для разработки с применением методики холодной добычи;
» обводнение скважин за
счет притока воды по сети каналов;
» снижение пластового
давления и энергии пластов;
» низкий приток жидкости и
высокий газовый фактор;
» невозможность
эксплуатации скважин дольше 7–8 лет в силу вышеуказанных причин.
Рис. 6
Метод разработки «CHOPS»
В числе
«холодных» способов добычи тяжелых нефтей и битумов с использованием
растворителей следует указать так называемый VAPEX метод (рис. 7) – закачка
растворителя в пласт в режиме гравитационного дренажа. Этот способ воздействия
предполагает использование пары горизонтальных скважин. За счет закачки
растворителя в верхнюю из них, создается камера растворитель (углеводородные
растворители, в том числе этан или пропан). Нефть разжижается за счет диффузии в нее растворителя и
стекает по границам камеры к добывающей скважине под действием гравитационных
сил. Коэффициент извлечения
нефти этим методом доходит до 60%, однако темпы добычи чрезвычайно низки.
Таким
образом, «холодные» методы разработки залежей тяжелой нефти не лишены ряда
существенных недостатков. В их числе ограничения по максимальным значениям
вязкости нефти и низкие темпы разработки. Поэтому, подавляющее число активно
осуществляемых проектов разработки месторождений тяжелой нефти и битумов
связано с тепловыми методами воздействия на пласты.
Рис. 7
Метод разработки «VAPEX».
Тепловые методы
разработки
Тепловые методы разработки нефтяных
месторождений делятся на два принципиально различных вида. Первый, основанный
на внутрипластовых процессах горения, создаваемых путем инициирования горения
коксовых остатков в призабойной зоне нагнетательных скважин (с применением
забойных нагревательных устройств – обычно типа ТЭНов) с последующим
перемещением фронта горения путём нагнетания воздуха (сухое горение) или
воздуха и воды (влажное горение). Второй, наиболее широко применяемый в России
и за рубежом, основанный на нагнетании (с поверхности) теплоносителей в нефтяные
пласты.
Методы нагнетания теплоносителя в нефтяные
пласты имеют две принципиальные разновидности технологии. Первая – основана на
вытеснении нефти теплоносителем и его оторочками. Такая разновидность получила
в зависимости от вида используемого теплоносителя наименования: паротеплового
воздействия на пласт (ПТВ) и воздействия горячей водой (ВГВ) Вторая – на паротепловой
обработке призабойной зоны добывающих скважин (ПТОС). В этом случае в качестве
теплоносителя используется насыщенный водяной пар.
Внутрипластовое горение (рис. 8). Сущность процесса
сводится к образованию и перемещению по пласту высокотемпературной зоны
сравнительно небольших размеров, в которой тепло генерируется в результате
экзотермических окислительных реакций между частью содержащейся в пласте нефти
и кислородом нагнетаемого в пласт воздуха.
Рис. 8
Внутрипластовое горение
В качестве топлива для
горения расходуется часть нефти, остающаяся в пласте после вытеснения ее газами
горения, водяным паром, водой, испарившимися фракциями нефти впереди фронта
горения и претерпевающая изменения вследствие дистилляции, крекинга и других
сложных физико-химических процессов. Выгорает 5–25% запасов нефти.
Исследованиями установлено, что с увеличением плотности и вязкости нефти расход
сгорающего топлива увеличивается, а с увеличением проницаемости уменьшается.
Процесс внутрипластового горения
имеет следующие разновидности по направлению движения окислителя:
– прямоточный
процесс, когда движение зоны горения и окислителя совпадают;
– противоточный
процесс, когда зона горения движется навстречу потоку окислителя.
Технология процесса
заключается в следующем. Сначала компрессорами закачивают воздух. Если в
течение первых месяцев не обнаруживается признаков экзотермических реакций (по
данным анализов газа и температуры в добывающих скважинах), то приступают к
инициированию горения. Его можно осуществить одним из методов: электрическим
забойным нагревателем, который опускается в скважину на кабеле и обдувается
воздухом; забойной газовой горелкой, опускаемой в скважину на двух
концентричных рядах труб (для раздельной подачи топлива и воздуха);
использование теплоты химических окислительных реакций определенных веществ
(пирофоров); подачей катализаторов окисления нефти.
После создания фронта
горения в призабойной зоне нагнетательной скважины дальше его поддерживают и
перемещают по пласту закачкой воздуха, с постоянно возрастающим его расходом.
После того, как процесс горения стабилизировался, в пласте по направлению от
нагнетательной скважины к добывающим можно выделить несколько характерных зон.
Между забоем
нагнетательной скважины и фронтом горения размещается выжженная зона 1. При
нормальном течении процесса в ней остается сухая, свободная от каких-либо
примесей порода пласта. У кровли и подошвы пласта в данной зоне после
прохождения фронта горения может оставаться нефтенасыщенность 2, так как в
связи с потерями тепла в кровлю и подошву температура в этих частях может
оказаться недостаточной для воспламенения топлива. Исследованиями установлено,
что зона фронта горения 3 имеет сравнительно малые поперечные размеры и не
доходит до кровли и подошвы пласта. Непосредственно перед фронтом горения в
поровом пространстве породы движется зона 4 коксообразования и испарения
сравнительно легких фракций нефти и связанной воды. Нагрев этой области пласта
осуществляется за счет теплопроводности и конвективного переноса тепла парами
воды, нефти и газообразными продуктами горения. Температура в этой зоне падает
от температуры горения до температуры кипения воды (в смеси с нефтью) при пластовом
давлении.
Перед зоной испарения
движется зона 5 конденсации паров воды и нефти. Температура зоны равна
температуре кипения смеси воды и нефти. Впереди этой зоны движется зона 6
жидкого горячего конденсата нефти и воды. Температура в зоне 6 снижается от
температуры конденсации до пластовой. Впереди зоны конденсата нефти и воды
может образоваться «нефтяной вал» зона 7 (зона повышенной нефтенасыщенности)
при температуре равной пластовой. Последняя зона 8 – зона нефти с начальной
нефтенасыщенностью и пластовой температурой, через которую фильтруются
оставшиеся газообразные продукты горения.
Эффективная реализация
процесса внутрипластового горения зависит от правильного подбора нефтяной
залежи и всестороннего обоснования признаков, влияющих на успешное и
экономичное применение такого способа.
Для внутрипластового
горения наиболее благоприятны продуктивные пласты толщиной 3–25 м.
Остаточная нефтенасыщенность должна составлять 50–60%, а первоначальная
обводненность не более 40%. Вязкость и плотность нефти могут варьироваться в
широких пределах. Пористость пласта существенно влияет на скорость продвижения
фронта горения и потребное давление для окислителя. Проницаемость более 0,1 мкм2.
Влажное внутрипластовое
горение. Процесс
влажного внутрипластового горения заключается в том, что в пласт вместе с
воздухом закачивается в определенном количестве вода, которая, соприкасаясь с
нагретой движущимся фронтом горения породой, испаряется. Увлекаемый потоком
газа пар переносит теплоту в область впереди фронта горения, где вследствие
этого развиваются обширные зоны прогрева, выраженные в основном зонами
насыщенного пара и сконденсированной горячей воды.
Смысл применения влажного
внутрипластового горения заключается в том, что добавление к нагнетаемому
воздуху агента с более высокой теплоемкостью – воды, улучшает теплоперенос в
пласте, что способствует перемещению теплоты из задней области в переднюю
относительно фронта горения. Использование основной массы теплоты в области
позади фронта горения, т.е. приближение генерированной в пласте теплоты к
фронту вытеснения нефти, существенно повышает эффективность процесса теплопереноса и
извлечения нефти.
Паротепловые
обработки призабойных зон скважин и закачка в пласт теплоносителя. Являются наиболее широко
применяемыми методами добычи тяжелых нефтей и природных битумов.
Процесс
паротепловой обработки (ПТОС) призабойной зоны скважины заключается в
периодической закачке пара через НКТ в добывающие скважины для разогрева
призабойной зоны пласта и снижения в ней вязкости нефти, т.е. для повышения
продуктивности скважин. Цикл (нагнетание пара, выдержка, добыча) повторяется
несколько раз на протяжении стадии разработки месторождения. Такой метод
называется циклическим.
Основные
достоинства – высокий дебит после обработки, меньшие потери тепла по стволу
скважины в кровлю и подошву пласта, температура обсадной колонны при нагнетании
пара ниже, чем при других вариантах.
Недостатки –
падение дебита при последующих циклах, неполное извлечение нефти из пласта,
ограниченность зоны прогрева пласта и др.
Существует
циркуляционный вариант, при котором пар нагнетают по кольцевому пространству к
забою, оборудованному пакером, а через НКТ откачивают конденсат вместе с
нефтью. Для этого варианта необходим мощный, однородный пласт, хорошо
проницаемый в вертикальном направлении.
Преимущество:
эксплуатация скважины не прекращается.
Недостатки:
большие потери тепла, высокая температура обсадной колонны и необходимость её
защиты от деформации, ограниченность прогрева пласта, необходимость создания
специальных пакеров и скважинных насосов для работы при высоких температурах.
Площадной
вариант – пар подают в нагнетательную скважину, а нефть,
вытесняемая
из пласта оторочкой горячего пароконденсата и пара, добывается
из соседних
добывающих. Идет процесс непрерывного фронтального вытеснения нефти из пласта.
Преимущество:
высокая нефтеотдача пласта в результате прогрева большой зоны.
Недостатки:
затрата значительного количества тепловой энергии, в результате чего метод
иногда бывает экономически невыгоден.
Из-за того,
что паротепловому воздействию подвергается только призабойная зона скважины,
коэффициент нефтеизвлечения для такого метода разработки остается низким (15–20%).
Еще одним из недостатков метода является высокая энергоемкость процесса и
увеличение объема попутного газа. Поэтому, в основном ПТОС применяются как
дополнительное воздействие на призабойную зону скважины при осуществлении
процесса вытеснения нефти теплоносителем из пласта, т.е. нагнетания
теплоносителя с продвижением теплового фронта вглубь пласта.
Увеличение
нефтеотдачи пласта при закачке в него теплоносителя достигается за счет
снижения вязкости нефти под воздействием тепла, что способствует улучшению
охвата пласта и повышает коэффициент вытеснения. В качестве рабочих агентов
могут использоваться горячая вода, пар, горячий полимерный раствор и т.д.
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. 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 теплофизических характеристик пласта и теплоносителя. Доказана высокая
эффективность от нагнетания высокотемпературной горячей воды при различных
геолого-физичских условиях.
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). Объем пара может быть в 25–40 раз больше, чем объем воды. Пар в состоянии
вытеснить почти до 90% нефти из пористой среды.
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.
С целью недопущения рассеивания тепла в
окружающие породы, для воздействия паром выбирают нефтяные пласты с достаточно
большой толщиной (15 м и более).
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).
Страницы: 1, 2, 3
|