Закачка газа высокого давления.

Метод заключается в создании в пласте оторочки легких углеводородов на границе с нефтью. Это обеспечивает процесс смешивающегося вытеснения нефти. При этом между вытесняющей и вытесняемой жидкостями не возникают капиллярные эффекты, происходит экстракция нефти вытесняющим агентом.

Для закачки газа высокого давления более предпочтительны пласты с большими углами залегания, рифовые и куполообразные залежи.

Метод находит применение в пластах с низкой проницаемостью, в которых заводнение неэффективно.

Коэффициент вытеснения нефти растворителями в зоне смешивающегося вытеснения может достигать 90 — 95%.

Для нагнетания газа в нефтяные залежи для ППД использовали воздух, выхлопные или дымовые газы, углеводородный газ. Применение воздуха прекращено вследствие многих отрицательных последствий (окисление нефти, уве­личение се плотности и вязкости, снижение качества нефтяного газа, образование стойких эмульсий и др.). При использовании сжиженных углеводородных газов, как и других жидких угле­водородных растворителей, возникает новая и не менее труд­ная проблема извлечения из недр застревающего в порах пла­ста дорогого растворителя, цена которого значительно выше, чем нефти.

В настоящее время ограничились применением углеводород­ного сухого газа, газоводяной смеси, газа высокого давления и обогащенного газа.

Вытеснение может быть как несмешивающимся, так и смешивающимся (без существования границы раздела фаз). Сме­симость газа с нефтью в пластовых условиях при современных технических средствах достигается только в случае легких неф­тей (плотность дегазированной нефти менее 800 кг/м³) при дав­лении нагнетания сухого углеводородного газа около или более 25 МПа, обогащенного газа – 15-20 МПа (для сравнения сжиженного – 8-10 МПа). С улучшением смесимости повы­шается нефтеотдача.

Применение углеводородного газа определилось трудностями или отрицательными последствиями закачки воды (наличием в пласте набухающих в воде глин; малой проницаемостью по­род и, как следствие, недостаточной приемистостью нагнета­тельных скважин).

Основными критериями эффективности процесса закачки газа можно назвать:углы падения пластов: при углах более 15° закачка газа в сводовую часть, при меньших – площадная закачка (в по­логих структурах затруднено гравитационное разделение газа и нефти);глубину залегания пласта: при малой глубине и высоких давлениях нагнетания возможны прорывы газа в вышележащие пласты (нарушение герметичности залежи), а при большой глу­бине требуются очень высокие давления нагнетания, что не всегда технически осуществимо и экономически оправдано;однородность пласта по проницаемости и невысокую вяз­кость нефти: проявляется проницаемостная и вязкостная не­устойчивость вытеснения и преждевременные прорывы газа в добывающие скважины;гидродинамическую замкнутость залежи, что исключает утечки.

Закачка газа вместе с водой привела к разработке метода водогазового циклического воздействия как более эффективного метода повышения нефтеотдачи, чем применяемые в настоящее время в широких масштабах заводнение и в качестве экспери­ментов нагнетание газа (в условиях несмесимости). Коэффи­циент вытеснения увеличивается за счет наличия в пласте сво­бодного газа на величину предельной газонасыщенности (10-15%), при которой газ неподвижен. Наиболее целесообразно не одновременное, а попеременное нагнетание при содержании в газоводяной смеси одного из агентов (25-75 %). Продол­жительность циклов по закачке одного агента составляет 10-30 сут. Совместная закачка трудноосуществима по техническим причинам (выпадение гидратов, попадание газа в водоводы и т. д.).

Компрессоры, необходимые для осуществления ППД, под­бираются в соответствии с давлением на устье и общим расхо­дом нагнетаемого газа.

При наличии на данном месторождении или поблизости мощного источника природного газа достаточно высокого дав­ления его можно эффективно использовать для ППД. Это при­водит к большому сокращению капитальных вложений, так как отпадает необходимость в строительстве компрессорных стан­ций, и к сокращению энергетических затрат на закачку газа, составляющих главные статьи расходов на осуществление ППД закачкой газа в пласт. В качестве рабочего агента может быть использован не только сухой углеводородный газ, но и углекислый газ – CO₂, если имеются его источники.

Использование углеводородного и углекислого газов более предпочтительно, так как их высокая растворимость в нефти приводит к снижению вязкости нефти на контакте с газом в пласте и увеличению коэффициента вытеснения. Кроме того, закачка чистого углеводородного газа, а тем более углекислоты более безопасна, чем закачка воздуха, при котором возможно образование взрывоопасных смесей с углеводородами.

Газ в нагнетательные скважины обычно закачивают через НКТ, спускаемые до верхней части фильтра колонны. Кольце­вое пространство между НКТ и обсадной колонной перекрыва­ется пакером, устанавливаемым в нижней части НКТ. Это делается для изоляции колонны, которая не всегда выдерживает высокие давления закачки, а на истощенных месторождениях обсадные колонны из-за коррозии бывают негерметичными.

Прорывы нагнетаемого газа в отдельные добывающие сква­жины увеличивают его удельный расход и энергетические за­траты на процесс. Поэтому важно своевременное их выявление и устранение. Прорывы газа в добывающие скважины происхо­дят по наиболее проницаемым прослоям после вытеснения из них жидкости (нефти и воды). Для их выявления следят за величиной газового фактора в добывающих скважинах и за хи­мическим составом газа.

Особенно просто выявляются такие прорывы при закачке воздуха, когда в извлекаемом газе резко увеличивается содержание азота, сопровождаемое увеличением газового фактора.

Борьба с прорывами нагнетаемого газа ведется уменьше­нием отборов жидкости из скважин, в которых отмечается прорыв. В результате чего возрастает забойное давление в сква­жине и снижается или полностью прекращается поступление газа. Иногда приходится полностью закрывать скважину, в ко­торую произошел прорыв газа. В некоторых случаях борьбу с прорывами ведут со стороны нагнетательной скважины, в ко­торую вместе с газом закачивают воду, нефть или другую вяз­кую жидкость, заполняющую проницаемый прослой и таким образом затрудняющую фильтрацию газа по такому прослою.

Технология и техника тепловых МУН.

Сущность: наряду с гидродинамическим вытеснением повышается температура в залежи, что способствует существенному уменьшению вязкости нефти, увеличению ее подвижности, испарению легких фракций.

Объекты применения:

1)залежи высоковязкой смолистой нефти

2)залежи нефтей, обладающей неньютоновскими свойствами

3) залежи с T_пласт равной температуре насыщения нефти парафином

Виды тепловых воздействий:

1. теплофизические (закачка воды, пара, пароциклические обработки )

2. термохимические (внутрипластовое горение)

Закачка пара

Эффективный рабочий агент- насыщенный водяной пар высоких давлений (8-15 МПа) со свойствами:

1. Высокая энтальпия.

2. Объем пара может быть в 25-40 раз больше, чем объем воды.

3. Пар в состоянии вытеснить почти до 90% нефти из пористой среды.

В процессе вытеснения пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкости нефти через специальные паронагнетательные скв., расположенные внутри контура нефтеносности.

В пласте образуются 3зоны:

1. Зона пара вокруг нагнетательной скважины с пределами температур 400-200 °С, в которой происходит дистилляция нефти и перенос их по пласту.

2. Зона горячего конденсата, в которой температура изменяется от 200 °С до пластовой, а горячий конденсат (вода) в неизотермических условиях вытесняет легкие фракции нефти.

3. Зона с начальной пластовой температурой, не охваченная тепловым воздействием, в которой происходит вытеснение нефти пластовой водой.

Недостатки:

1) необходимость применения высококачественной чистой воды для парогенераторов;

2) обработка воды хим. реагентами, умягчение, удаление газов, обессоливание требуют больших расходов;

3) охват пласта вытеснением паром ниже, чем при заводнении;

4) глубина не более 800—1000 м;

5) снижение продуктивности пластов из-за диссоциации карбонатных пород.

Закачка горячей воды

С ростом глубин залегания пластов и повышением давления нагнетания теплоносителей нагнетают в пласт высокотемпературную воду (до 200 °С), не доводя до кипения.

Закачка горячей воды в пласт обязательна при внутриконтурном заводнении месторождений, нефти которых высокопарафинистые и пластовая температура близка к температуре начала кристаллизации парафина.

После предварительного разогрева ПЗП и вытеснения нефти на расстояние нескольких десятков метров от скважины можно переходить на закачку холодной воды.

Пароциклическая обработка

В скважину закачивают в течение 15-25суток пар в объеме 30-100 т на 1 м толщины пласта. Затем закрывают скважину на 5-15 суток для перераспределения теплоты, противоточного капиллярного вытеснения нефти из малопроницаемых пропластков. После этого скважину эксплуатируют 3-5мес. Обычно бывает 5-8 циклов за 3-4 года.

Применяемое оборудование: парогенераторная или водогрейная установка, поверхностные коммуникации, устьевое и внутрискважинное оборудование.

4) Внутрипластовое горение.

Образование и перемещение по пласту высокотемпературной зоны небольших размеров, в которой тепло генерируется в результате экзотермических окислительных реакций между частью содержащейся в пласте нефти и кислородом нагнетаемого в пласт воздуха. Метод для залежей глубиной до 1500 м.

В качестве топлива расходуется часть нефти, остающаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой. Выгорает 5-25% запасов нефти .

Виды горения по направлению движения окислителя:

1) прямоточный процесс ( движение зоны горения и окислителя совпадают);

2) противоточный процесс (зона горения движется навстречу потоку окислителя).

Различают:

Сухое горение- подача окислителя атмосферного воздуха, не содержащего водяных паров

Влажное горение - на1 м³ добавляется 1 литр воды

Сверхвлажное горение- содержание воды доводится до 5литров.

Инициирование горения можно осуществить:

1) электрическим забойным электронагревателем, который опускается в скважину на кабеле и обдувается воздухом;

2) забойной газовой горелкой, опускаемой в скважину на 2 концентричных рядах труб;

3) использование теплоты химических окислительных реакций определенных веществ;

4) подачей катализаторов окисления нефти.

Недостатки. Необходимость:

1) утилизации продуктов горения,

2) обеспечения безопасного ведения работ,

3) предотвращения выноса песка, образования песчаных пробок, водонефтяных эмульсий, коррозии.

Сущность тепловых методов состоит в том, что наряду с гид­родинамическим вытеснением повышается температура в за­лежи, что способствует существенному уменьшению вязкости нефти, увеличению ее подвижности, испарению легких фрак­ций и др.

Объектами их применения являются залежи высоковязкой смолистой нефти вплоть до битумов, залежи нефтей, обладаю­щих неньютоновскими свойствами, а также залежи, пластовая температура которых равна или близка к температуре насыщения нефти парафином. Высокой вязкостью характеризуется от­носительно большая доля известных запасов нефти в мире, при­чем отмечается тенденция ее возрастания. Другие методы раз­работки и повышения нефтеотдачи либо не применимы, либо не обеспечивают достаточной эффективности. Различают сле­дующие разновидности тепловых методов: теплофизические – закачка в пласт теплоносителей (горячей воды, пара, в том числе в качестве внутрипластового терморастворителя); термохимические – внутрипластовое горение.

1 Теплофизические методы

Лучшими теплоносителями и вытеснителями оказались горячая вода и водяной пар при высоком давлении. Закачка в пласт теплоносителя и терморастворителя может осуществляться с нагревом его на поверхности или на забое скважины; на поверхности с дополнительным подогревом на за­бое скважины. Недостаток поверх­ностных теплогенераторов – большие потери теплоты (соответ­ственно снижение температуры) в поверхностных коммуника­циях и в стволе скважины.

С увеличением глубины пар может превратиться в горячую воду. При движении теплоносителя по пласту также возможны потери теплоты через кровлю и подошву пласта. Для умень­шения всех теплопотерь выбирают нефтяные пласты с доста­точно большой толщиной (более 6 м), применяют площадные сетки скважин с расстоянием до 100-200 м между нагнета­тельными и добывающими скважинами, перфорируют сква­жины в средней части пласта, обеспечивают максимально воз­можный темп нагнетания теплоносителя (пара 100–250 т/сут и более), теплоизолируют трубы, теплогенератор максимально приближают к скважинам и др.

Теплопотери в стволе скважины ограничивают область при­менения методов закачки пара и горячей воды на глубины за­легания пласта до 700-1500 м, а при закачке воды в качестве терморастворителя глубина должна быть больше 1700-1800 и из-за необходимости создания высокого давления. Теплоноси­тель закачивают в виде нагретой оторочки размером более 0,3-0,4 объема обрабатываемого пласта, а затем форсированно продвигают ее по пласту холодной водой, которая нагревается теплотой, аккумулированной в пласте за фронтом вытеснения.

Применяемое оборудование включает парогенераторную или водогрейную установку, поверхностные коммуникации (трубо­проводы, компенсаторы температурных деформаций), устьевое и внутрискважинное оборудование. Воду можно подогревать с помощью серийно выпускаемых нагревательных устройств, паровых и теплофикационных котлов, сетевых подогревателей, экономайзеров и стационарных котельных. Для получения и нагнетания пара в пласт имеются блочные передвижные парогенераторные установки отечественные типа УПГГ-9/120 МУ-1, УПГ-60/160, УПГ-50/60, обеспечивающие теплопроизводительность 22,2-144 ГДж/ч, паропроизводительность 9-60 т/ч, ра­бочее давление на выходе 6-16 МПа, степень сухости пара 0,8 при общей          массе 38-98 т.

Условиями снижения потерь теплоты и температурными рас­ширениями элементов скважины определяется подбор устье­вого и внутрискважинного оборудования, которое включает ар­матуру устья типа АП (задвижки, устьевой сальник, устьевое шарнирное устройство и стволовой шарнир), колонну НКТ, термостойкий пакер с внутрискважинным компенсатором или устьевым сальником, колонную сальниковую головку. При на­гнетании воды с невысокой температурой используется такое же оборудование скважин, как и при заводнении.

При закачке теплоносителя осложнения в эксплуатации скважин могут быть вызваны выносом песка, образованием эмульсий, преждевременными прорывами пара, нагревом об­садной колонны и добывающего оборудования. Для предупреж­дения этих явлений проводят крепление призабойной зоны, ог­раничение отборов вплоть до остановок скважин и др.

2 Внутрипластовое горение

Сущность процесса заключается в создании в нефтяном пласте высокотемпературной зоны, в которой теплота генерируется в результате экзотермических окислительных реакций между частью содержащейся в пласте нефти и кислородом, и перемещении ее по пласту от нагнетательной к добывающим скважи­нам закачкой окислителя (воздуха или смеси воздуха и воды). Выгорает 5-15 % запасов нефти (коксоподобные остатки наи­более тяжелых ее фракций). На это требуется 300-500 м³ воз­духа. Для перемещения теплоты в область впереди фронта го­рения вместе с воздухом закачивают воду (сочетание внутри- пластового горения с заводнением). По соотношению расходов воды и    воздуха (л/м³) различают сухое (отсутствует закачка воды), влажное (до 2-3 л/м³) и сверхвлажное (более 2-3 л/м³) горение. Добавление воды способствует сокращению расхода воздуха (в 1,5-3 раза), возрастанию скорости движе­ния фронта (в 1,5-2 раза) и снижению температуры (от 500-540 до 260 °С). Механизм нефтеотдачи включает вытесняющую способность высокотемпературного пароводяного вала, газооб­разных продуктов горения (содержат до 10-20 % СО₂) и др. Охват по толщине составляет 0,6-0,7, а нефтеотдача – 0,4-0,6, причем это в 2–3 раза выше, чем в современных условиях можно получить другими методами при вязкости нефти около 100 мПа·с.

Технология процесса заключается в следующем. Сначала компрессорами закачивают воздух. Затем приступают к инициированию горения. Его можно осуществить одним из методов: а) электрическим забойным электронагревателем, который опускается в скважину на ка­беле и обдувается воздухом; б) забойной газовой горелкой, опускаемой в скважину на двух концентричных рядах труб (для раздельной подачи топлива и воздуха); смесь зажигают электрическим способом (искровой и накаливанием спирали), химическими средствами или ракетным патроном; в) использо­ванием теплоты химических окислительных реакций определен­ных веществ (пирофоров); г) подачей катализаторов окисле­ния нефти. Самовоспламенением характеризуются только неко­торые нефти. После создания фронта горения в призабойной зоне нагнетательной скважины дальше его поддерживают и перемещают но пласту закачкой воздуха.

Для осуществления внутриплйстового горения выпускаются полупередвижные установки типа ОВГ (ОВГ-1М, ОВГ-72/220М), включающие компрессорные и насосные станции, электронагре­ватель, автотрансформатор, станцию управления, оборудование устья нагнетательной скважины ОУВГ и др.

Осложнения при эксплуатации связаны с интенсификацией выноса породы, коррозией подземного и наземного оборудования, нагревом добывающего оборудовании, преждевременными прорывами газов, образо­ванием стойких водонефтяных эмульсий.