Тепловые методы

Наибольшее распространение и промышленное применение, тепловые методы получили в Канаде, США (Калифорния), Венесуэле и Индонезии. Все применяемые тепловые методы можно разделить на две большие группы, отличающиеся между собой способом передачи тепловой энергии в пласт, в ряде из них теплоноситель готовится на поверхности и подается в скважину через устьевое оборудование, в других тепло создается непосредственно в скважине или в пласте.
В качестве теплоносителей для нагнетания в пласт, с целью повышения нефтеотдачи в настоящее время применяются вода и насыщенный водяной пар. Именно эти теплоносители характеризуются наибольшим среди известных рабочих агентов теплосодержанием и, следовательно, дают возможность обеспечить лучшую эффективность теплового воздействия на пласт. Наиболее предпочтительным из них является водяной пар. Основные преимущества пара по сравнению с горячей водой заключаются в следующем:
теплосодержание (энтальпия) пара значительно выше теплосодержания горячей воды;
приемистость нагнетательных скважин по пару в большинстве случаев намного выше приемистости их по воде из-за существенной разницы вязкости указанных теплоносителей;
если в качестве теплоносителя используется пар, то благодаря открытой теплоте парообразования потери тепла до определенных количеств не приводят к снижению температуры теплоносителя. Это означает, что применение в качестве теплоносителя пара может обеспечить воздействие на пласт более высокой температурой, чем в случае закачки в пласт горячей воды при тех же условиях. Если в качестве теплоносителя используется вода, то по мере ее движения по трубопроводам, в скважине и пласте снижается температура теплоносителя.
На Русском месторождении для производства теплоносителя может применяться попутный газ и газ из газовой шапки, что делает применение тепловых методов более доступным
На сегодняшний день в мировой практике разработки месторождений вязкой нефти в основном применяются следующие технологии нагнетания пара в пласт: циклическая закачка через добывающие скважины (пароциклические обработки скважин ПТОС, иначе cyclic steam-stimulation CSS, или “huff and puff”), вертикальный гравитационный дренаж (SAGD), стационарная закачка пара через нагнетательные скважины (паротепловое воздействие ПТВ иначе steam flood).
Технология ПТОС подразумевает использование одной скважины для нагнетания пара и последующей добычи нагретой нефти, при этом технологический цикл состоит из следующих этапов: закачка пара, остановка на пропитку и последующая добыча. Продолжительность каждого этапа зависит от конкретных геолого-технологических условий и составляет в среднем для фазы «закачка» от 1 до 6 недель, фазы «пропитка» от 3 до 7 дней и фазы «добыча» до нескольких месяцев, после чего весь цикл работ повторяется. Общее число циклов, по разным источникам может составлять от 3-5 и более с продолжительностью до 10 лет, что определяется экономическими показателями. Достигаемые при реализации данного метода воздействия коэффициенты нефтеизвлечения не превышают 15-20%.
Процесс SAGD разработан в 1977-78 гг. Рождером Батлером (Dr. Roger Butler) предполагает бурение пары горизонтальных скважин, около 4-6 метров одна над другой.
Пар нагнетается через верхнюю скважину, отдавая тепловую энергию пластовой системе понижает вязкость нефти. Добыча при этом осуществляется через нижнюю скважину. В ходе закачки пара формируется паровая камера, по стенкам которой стекает нагретая нефть и попадает в добывающую скважину (рисунок 3.1).
Рисунок 3.1 - Схема процесса SAGD
Одной из разновидностей SAGD является реализация данного метода с использованием одной горизонтальной скважины SW-SAGD (Single Well SAGD). В этом методе пар и нефть закачивается и добывается в одно и тоже время через одну и ту же одиночную горизонтальную скважину

. Это возможно за счет технологии Insulated Concentric Coiled Tubing, разработанной NOWSCO Well Service Ltd. Пар доставляется в самый конец горизонтальной скважины, называемый "toe" (носок), через теплоизолированную трубу без эксплуатационной насосно-компрессорной колонны.
Для повышения эффективности SAGD в закачиваемый пар добавляют углеводородные компоненты (C1-C5), данная технология называется ES-SAGD (рисунок 3.2). В результате удачным образом сочетаются преимущества тепловых методов и применения растворителей. В технологии SAS (Solvent Alternating with Steam) также используется пар и углеводородные растворители, но его отличием от ES-SAGD заключается в режиме нагнетания агентов. Если в технологии ES-SAGD закачка пара и растворителя осуществляется одновременно, то в технологии SAS это происходит циклически, т.е. вначале нагнетается пар, затем углеводородный растворитель, затем опять пар и т.д.
нагнетательная скважина
добывающая скважина
Рисунок 3.2 - Схема процесса ES-SAGD
Коэффициент нефтеотдачи при реализации SAGD может достигать 50%, но эффективность данного метода существенно зависит от вертикальной сообщаемости и толщины коллектора. Кроме того, использование SAGD технологически сложная задача. Несмотря на это данная технология может быть испытана в подгазовой зоне Русского месторождения, где присутствуют достаточно мощные и монолитные пласты, но предварительно необходимо провести исследования по оценке вертикальной сообщаемости коллектора.
Метод постоянной закачки пара (ПТВ) насчитывает долгую историю применения в мировой практике добычи вязкой нефти. Он подразумевает закачку пара через систему нагнетательных скважин, при этом реализуются системы разработки, применяемые при обычном заводнении (однорядные и площадные). Отличием является небольшие расстояния между скважинами для обеспечения прогрева пластовой системы. При реализации данного метода получаются наибольшие среди тепловых методов коэффициенты нефтеизлечения, которые могут достигать 50% и более. Процесс закачки пара предъявляет серьезные требования к конструкции и оборудованию паронагнетательных скважин, особенно при реализации его в условиях вечной мерзлоты.
Разновидностью паротеплового воздействия является метод TAGOGD (Thermal Assisted Gas-Oil Gravity Drainage) основанный на закачке пара в газовую шапку. Данный метод не нашел широкого распространения, т.к. он применяется в трещиноватых коллекторах и его эффективность существенно зависит от размерамов газовой шапки.
Методом объединяющем в себе технологии ПТОС и ПТВ является технология HASD (Horizontal Alternate Steam Drive (HASD) предусматривающая закачку пара и добычу нефти горизонтальными скважинами. При этом нагнетательная скважина сначала работает в режиме закачки, затем переходит в режим добычи, добывающая наоборот сначала добывает и затем уходит под нагнетание пара. Подобные циклы повторяются несколько раз. Данный метод ещё не нашел своего практического применения и находится на стадии разработки.
Российским ученым профессором В.И. Кудиновым разработаны несколько иные ресурсосберегающие технологии сочетающие в себе методы ПТВ, ПТОС и закачку холодной воды. К данным методам относятся импульсно-дозированное тепловое воздействие (ИДТВ) на пласт, его модификация с паузами (ИДТВ/П), технология теплоциклического воздействия на пласт ТЦВП. Наибольшее распространение данные методы нашли на месторождениях Удмуртии.
Сущность технологии ИДТВ заключается в циклическом, попеременном вводе в пласт теплоносителя и холодной воды в строго расчетных пропорциях. При этом формируются волновые тепловые процессы в границах создания так называемой эффективной температуры (Тэф). За Тэф принимается та температура, прогрев пласта выше которой не приводит к существенному приросту подвижности нефти и связан с непроизводительными расходами на производство и нагнетание теплоносителя, которые не компенсируются технологическим приростом добычи нефти