Повышение коэффициента нефтеизвлечения с применением тепловых методов

Тепловые методы увеличения нефтеотдачи условно подразделяют на две подгруппы. К первой можно отнести методы, основанные на процессах внутрипластового горения. Сущность процессов заключается в использовании энергии полученной при частичном сжигании тяжелых фракций нефти в призабойной зоне при нагнетании в пласт окислителя последующим перемещением фронта горения. Ко второй, методы, связанные с нагнетанием с поверхности теплоносителей в пласты, данные методы более просты и за счет этого нашли широкое применение, как в России, так и за рубежом [1]. В свою очередь нагнетание теплоносителя в пласт может осуществляться двумя разными технологиями. Это может быть нагнетание с целью вытеснения нефти внешними агентами (нагнетаемой или краевой водой, закачиваемым компрессорами с поверхности газом или свободным газом газовой шапки), то есть непосредственное воздействие на пласт. Ко второй технологии относится обработка теплоносителями призабойной зоны пласта [2].
Закачка горячей воды
Данная технология является одной из наиболее эффективных, так как закачка воды не требует больших капиталовложений и более проста с технологической точки зрения, чем при использовании других агентов вытеснения. Вода является одним из лучших агентов вытеснения за счет ее свойств по переносу количества тепла, приходящейся на единицу массы агента. Это играет большую роль, так как в промысловых условиях потери тепла при закачке теплоносителя в пласт избежать невозможно и только часть подводимой энергии идет непосредственно на увеличение нефтеотдачи пласта. Закачку горячей воды целесообразнее использовать в определенных физико-геологических условиях, таких как увеличение глубины залегания пластов [3]. Температура воды находится в районе 200 оС, давление нагнетания составляет порядка 25 МПа, что не позволяет воде закипеть. В результате закачки горячей воды происходит прогрев призабойной зоны пласта, что увеличивает подвижность нефти и способствует ее вытеснению к добывающим скважинам. Помимо этого, прогрев приводит к расширению пород коллекторов, что позволяет извлекать дополнительные объемы нефти, за счет этого достигается уменьшение остаточной нефтенасыщенности. При нагнетании образуется несколько зон с различной степенью насыщенности и температурой.
Вытеснение нефти паром
Использование водяного пара в качестве теплоносителя имеет как свои плюсы, так и минусы. Насыщенный водяной пар высоких давлений обладает рядом преимуществ перед водой, он обладает большим значением теплоемкости (в 3-3,5 раза), что позволяет подвести в пласт большее количество тепловой энергии. Также объем закачиваемого пара может превысить объем воды в 30-35 раз, а эффективность вытеснения нефти может достигать порядка 90%. Нагнетание пара осуществляют через паронагнетательные скважины, оборудованные для работы с высокими значениями давления и температуры. Увеличение температуры приводит к прогреву пласта, снижению вязкости нефти, ее расширению. В процессе нагнетания в пласт насыщенного водяного пара образуются несколько зон. Данные зоны имеют различные характеры насыщенности, также с удалением от нагнетательной скважины изменяются температура и характер механизма вытеснения. Эффективность применения не только этого, но и всех тепловых методов основывается на прогреве пласта, вследствие чего происходит снижение вязкости нефти, ее подвижности, изменение фазовых проницаемостей, расширение всех насыщающих пласт агентов. Однако данный метод имеет несколько серьезных недостатков. Закачка насыщенного водяного пара в пласт требует серьезных капиталовложений. В первую очередь, требуется применение высококачественной воды с высокой степенью очистки необходимой для исправной работы парогенераторов и получения пара с теплоемкостью 5000 кДж/кг и насыщенностью 80%. Основными требованиями к воде являются полное отсутствие органических веществ и растворенных газов, содержание твердых взвешенных частиц – менее 0,005 мг/л. Также вода должна быть обессолена и обладать нулевой жесткостью (полное отсутствие ионов кальция и магния). Расходы по подготовке воды могут занимать до 35% от суммарных. При воздействии паром на пласт, сложенный песчаником, в процессе вытеснения к добывающим скважинам есть вероятность выноса песка к забоям добивающих скважин, это может привести, как к загрязнению призабойных зон, так и к выходу из строя насосов. При воздействии на глинистые пласты возможно их набухание, что приведет к снижению проницаемости [4].
Технологии пароциклического воздействия
Суть технологии заключается в циклическом нагнетании пара в пласт через добывающие скважины. Таким образом, происходит прогрев призабойных зон, в результате чего снижается вязкость нефти и увеличивается приток к добывающим скважинам

. Цикл обработки повторяется несколько раз на протяжении разработки месторождения [4]. Сам цикл состоит из закачки пара, объем необходимого пара в среднем составляет от 30 до 100 т на 1 метр толщины продуктивного пласта и варьируется от начального значения вязкости флюида. После этого скважину закрывают и выдерживают порядка одной или двух недель, время выдержки зависит от начальной температуры пласта, вязкости пластового флюида, за это время в пласте происходят процессы теплообмена, фазового перераспределения нефти и воды в пористых средах. Далее скважину эксплуатируют в течение двух трех месяцев. Число циклов приходящихся на одну скважину может доходить до 8, в некоторых случаях до 15 раз за три - четыре года. Однако эффективность пароциклического воздействия уменьшается с каждым новым циклом, если в первых циклах на одну тонну закачиваемого пара приходится добыча 12-15 тонн, то в последних циклах это значение уменьшается в 10-12 раз. Перепады давления в ходе цикла негативно сказываются на прочности цемента, что может привести к его разрушению и обрушению на забой скважины. Преимуществом данного метода является то, что эффект от нагнетания в пласт пара наблюдается сразу после прекращения закачки [3].
Метод парогравитационного дренажа (SAGD)
Технология парогравитационного дренажа (Steam Assisted Gravity Drainage) была разработана в Канаде и наиболее широкое распространение получила при добыче битумов. Суть технологии заключается в использовании двух горизонтальных скважин, пробуренных параллельно одна над другой и вскрывающих нефтетнасыщенные толщи пласта [5]. Через верхнюю скважину осуществляется нагнетание в пласт горячего пара, таким образом, данная скважина является высокотемпературной паровой камерой, которая обеспечивает прогрев зоны около пласта. Вторая скважина служит для сбора продукции. Расстояние между двумя горизонтальными стволами не менее 5 м, длина стволов может доходить до 1 км. Процесс подразделяется на несколько стадий. Первая стадия является подготовительной и заключается в прогреве зон около стволов обоих скважин. Это осуществляется за счет закачки горячего пара в обе скважины. Закачку перегретого водяного пара производят под давлением 8-15 МПа. За счет теплового воздействия снижается вязкость нефти, также происходит отчистка от парафинов. Это обеспечивает создание гидродинамической связи между скважинами. На втором этапе закачка пара производится уже только в нагнетательную скважину. Закачиваемый пар поднимается к верхней части продуктивного пласта, тем самым формируя постоянно увеличивающуюся в размерах паровую камеру [6].
Рисунок 1– Технология SAGD
Пар, при контакте c холодной породой нефтенасыщенных толщ за счет протекающих процессов теплообмена, начинает конденсироваться в горячую воду, эта вода вместе с разогретой и вытесненной нефтью под действием силы тяжести направляется к добывающей скважине. Рост паровой камеры проходит сначала в высоту до достижения пара непроницаемой покрышки, далее камера начинает увеличиваться в ширине. Таким образом, практически вся подводимая энергия расходуется на прогрев нефтенасыщенных толщ и потери теплоты минимальны.
Однако, как и любая другая технология, парогравитационный дренаж имеет ряд ограничений, среди которых:
глубина залегания продуктивных толщ не более 1300 м;
отсутствие газовой шапки;
пористость более 20%, проницаемость свыше 200 мД;
низкое содержание глин;
толщина пласта коллектора не менее 15 м;
вязкость пластовой нефти не менее 50 мПа∙с;
плотность пластовой нефти не менее 900 кг/м3.
Также применение данной технологии неэффективно для заводненных участков, так большой количество энергии будет израсходовано на нагрев воды [8].
При применении данной технологии в промышленных масштабах перед компаниями стоят несколько ключевых проблем, связанных с достижением максимальной эффективности процессов теплопередачи; затраты на парогенерацию; очистка воды как для подготовки пара, так и для повторного использования. На данный момент разработаны несколько модификаций технологии парогравитационного дренажа, среди которых стоит обратить внимание на следующие:
парогравитационное воздействие с добавкой растворителя – Expanding Solvent SAGD (ES-SAGD);
циклическая закачка пара и растворителя – Steam Alternating Solvent (SAS);
извлечение нефти за счет добавления парообразного растворителя – Vapour Extraction (VAPEX).
Тенденция развития технологии направлена на учет геолого-физических конкретного объекта, соблюдение требований по охране окружающей среды