Статья:

Тепловые методы добычи высоковязких нефтей

Конференция: XLIII Студенческая международная заочная научно-практическая конференция «Молодежный научный форум: технические и математические науки»

Секция: Технические науки

Выходные данные
Селимов А.Д. Тепловые методы добычи высоковязких нефтей // Молодежный научный форум: Технические и математические науки: электр. сб. ст. по мат. XLIII междунар. студ. науч.-практ. конф. № 3(43). URL: https://nauchforum.ru/archive/MNF_tech/3(43).pdf (дата обращения: 22.08.2018)
Лауреаты определены. Конференция завершена
Эта статья набрала 52 голоса
Мне нравится
Дипломы
лауреатов
Сертификаты
участников
Дипломы
лауреатов
Сертификаты
участников
на печатьскачать .pdfподелиться

Тепловые методы добычи высоковязких нефтей

Селимов Алик Динамудинович
студент, филиал ТИУ в г. Сургуте, РФ, г. Сургут

 

Известно, что запасы высоковязкой нефти на порядок больше чем обычных. В нашей стране разведанные запасы нефти, относящейся к высоковязкой, составляют 6–7 млрд. тонн, несмотря на это для их извлечения требуются специальные дорогостоящие технологии [2]. Не все нефтедобывающие компании Росиии готовы вкладывать значительные средства в разработку месторождений и переработку тяжелой нефти, даже, несмотря на значительную государственную поддержку. Исходя из этого нефтяные компании мира уделяют значительное внимание разработке более эффективных методов их добычи, так как существующие методы являются очень энергоемкими.

При добыче высоковязкой нефти используется тепловое воздействие на нефть в нефтеносном пласте. Термические методы увеличения нефтеотдачи пластов не имеют в настоящее время альтернативы при разработке нефтяных месторождений, содержащих высоковязкую нефть.

Известен метод вытеснения нефти паром (Рисунок 1). Данный метод заключается в нагнетании горячего водяного пара в нефтеносный пласт. В процессе нагнетания в пласт пара, происходит увеличение нефтеотдачи за счет уменьшения вязкости под температурным воздействием, тем самым способствуя улучшению вытеснения флюида за счет его расширения. Основная доля эффекта вытеснения нефти обеспечивается снижением вязкости нефти (как правило 40–50%), после вытеснении нефти из пористой среды играет дистилляция легких фракций нефти в газовую фазу (18–20%). Считается, что метод целесообразно применять в пластах с вязкостью нефти более 50 мПа*с [3]. Чтобы не допустить рассеивание тепла в окружающее породы, для воздействия паром выбирают нефтеносные пасты, имеющие толщину более 15 метров.

 

Рисунок 1. Вытеснение нефти паром

 

К недостаткам метода вытеснения нефти паром следует отнести:

1)  Необходимость применения качественной чистой воды для парогенераторов, чтобы получить пар с насыщенностью 80% и теплоемкостью 5000 кДж/кг.

2)  Применение данного способа ограничивается глубиной скважин 1000-1200 метров, так как возрастают потери тепла с ростом глубины скважины.

3)  Большие затраты энергоресурсов для получения пара, а также большие потери тепла при транспортировке пара от источника его получения, особенно в скважине, где происходят охлаждение и конденсация пара, что сказывается на эффективности его воздействия на нефть.

Технология пароциклической обработки скважин включает в себя 3 стадии: закачка пара; прекращение закачки и пропитка призабойной зоны пласта паром; добыча нефти. (Рисунок 2).

 

Рисунок 2. Стадии пароциклической обработки

 

На первой стадии осуществляется закачивание теплоносителя (пара) в добывающую скважину. В течение периода нагнетания теплоносителя происходит нагревание скелета пласта, флюидов содержащейся в нем, окружающих пород. В результате происходит расширение всех компонентов и повышение давления в призабойной зоне под воздействием температуры, а флюиды оттесняется от призабойной зоны в глубь пласта.

На второй стадии скважину останавливают для паротепловой пропитки, в результате чего происходит распределение пара в пласте и его конденсация. В этот период также происходит выравнивание температуры между паром, породами пласта и насыщающими его флюидами. Последующее понижение температуры и давления способствуют конденсации пара. При снижении давления в зону конденсации ранее оттесненная нефть, ставшая менее вязкой (за счет ее нагрева) устремляется к призабойной зоне. В результате конденсации пара происходит также капиллярная пропитка, то есть в низкопроницаемых зонах пласта нефть замещается водой.

На третьей стадии осуществляется отбор флюидов из пласта. Поскольку в призабойной зоне температура выше (вследствие нагнетания горячего пара на первой стадии процесса), то вязкость нефти меньше, в результате повышается приток нефти к забою скважины [1].

Данная методика определения паротепловой пропитки была широко апробирована на российских (Степноозерском, Зыбза-Глубокий Яр и других) и зарубежных (ВайтВольф, Керн Ривер, СанАрдо (США), Колд-Лейк (Канада) и др.) месторождениях. Результаты представлены в таблице №1.

Таблица 1.

Результаты промышленных испытаний методом пароциклической обработки скважин

 

К недостаткам метода относится то, что периодическое нагревание и охлаждение обсадной колонны может вызвать нарушения этой колонны в резьбовых соединениях и цементного камня за колонной. Следует отметить, что, при нынешней цене нефть, данный метод экономически не целесообразен.

В определенных геологических условиях, в частности с ростом глубины залегания пластов и повышением давления нагнетания теплоносителей, технологически и экономически целесообразно нагнетать в пласт горячую воду содержащую температуру до 200°С, не доводя ее до кипения, так как при высоких давлениях 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. Определение размеров зон прогрева и последующего охлаждения производятся термогидродинамическими расчетами в зависимости от темпа нагнетания горячей и холодной воды, температур самого пласта и теплоносителя, а также теплофизических характеристик пласта и теплоносителя. Доказана высокая эффективность от нагнетания высокотемпературной горячей воды при различных геолого-физических условиях.

Недостаток данного метода заключается в потребности большого количества чистой воды, так как минерализованная вода не может использоваться в процессе нагнетания в пласт.

Однозначно, что из всех новых методов добычи высоковязких нефтей, наиболее эффективными в технологическом и техническом отношении являются тепловые, которые позволяют добывать нефть вязкостью до 100 мПа∙с с последующим увеличением конечной нефтеотдачи до 50%. Как правило, метод теплового воздействия на нефтеносный пласт наиболее распространен на промыслах стран СНГ и зарубежья.

Значимыми факторами, определяющие рост объема добычи нефти за счет тепловых методов, являются наличие:

·     запасов высоковязкой нефти;

·     эффективных технологий воздействия на залежи нефти;

·     теплоэнергетического оборудования;

·     возможности эффективного контроля за процессами их регулирования.

Исходя из этого можно сделать вывод, что развитие тепловых методов добычи нефти связано с решением комплекса сложных научных и технических проблем.

 

Список литературы:
1. Соколюк Л.Н., Филимонова Л.Н. Технология выбора скважин для пароциклической обработки на месторождениях высоковязкой нефти. Журнал «Нефтепромысловое дело» №11, 2013.
2. Тяжелые нефти России // Все о нефти – [Электронный ресурс] – Режим доступа. – URL: http://vseonefti.ru/neft/tyazhelye-nefti-Rossii.html (дата обращения: 05.03.2017).
3. Шамгунов Р.Н. Методы повышения нефтеотдачи пластов // Справочник мастера по добычи нефти и газа. – М.: «Нефть Приобья». ¬¬– 2010. – 49c.