Парогаз при паротепловой обработке скважин

Пар выполняет две функции в вытеснении нефти: передает тепло и вытесняет нефть. Оптимизация обеих функций редко совместима. В большинстве операций но вытеснению нефти паром в пласт нагнетают избыток тепла для того, чтобы вытеснить нагретую нефть. Эксперимен­ты на моделях продемонстрировали возмож­ность замены некоторой части пара инертным газом, чтобы поддержать процесс вытеснения нефти без уменьшения количества добываемой нефти, которая может быть нагрета и приведе­на в состояние подвижности. Однако для заме­ны 15 м³ пара потребуется закачать примерно 15 тыс. м³ инертного газа. Если вместе с паром закачивать газы, растворимые в нефти, то мож­но достичь дополнительного снижения вязкос­ти нефти [10, 15].

Лабораторные исследования показали, что оптимальные условия эффективного примене­ния пара и потенциально эффективного исполь­зования растворимых газов диаметрально про­тивоположны [45]. Растворимость газов в не­фти увеличивается с повышением давления и снижением температуры. Пар в основном эф­фективно используется при низком давлении и высокой температуре.

Закачка неконденсируемого газа вместе с паром позволяет в определенной степени пре­дотвратить сжимание зоны пара в период паро-проиитки коллектора. При таком способе в мо­мент пуска скважины в эксплуатацию по окон­чании пропитки в пласте существует так назы­ваемый псевдогазонапорныи режим, который совместно с гравитационным режимом пласта обеспечивает более эффективную добычу пла­стовой жидкости. Растворяясь в нефти, углекис­лый газ также способствует снижению ее вяз­кости.

По данным лабораторных исследований ли­нейных моделей установлено [108]:

— нагнетание дымовых газов или С0₂ со­вместно с паром оказывает положительное вли­яние на коэффициент вытеснения нефти. По­вышается темп отбора жидкости из пласта, по­нижается паронефтяной и водонефтяной фак­торы. Наличие неконденсирующихся газов (N₂) способствует развитию газонапорного режима, который является одним из основных факто­ров повышения эффективности парогазового процесса;

— закачка вместе с паром растворяемого в углеводородах газа (СО, С0₂) позволяет увели­чить отбор нефти и повысить эксплуатацион­ную характеристику в результате расширения нефти, уменьшения вязкосги ее и проявления режима растворенного газа.

В настоящее время считается, что С0₂ является самой эффективной добавкой к пару. При прочих равных условиях добавка к пару азота и топочного газа более эффективна, чем закач­ка одного пара; добавка же С0₂ еще более улуч­шает эффективность процесса.

Использование парогазогенераторных уста­новок позволяет не только улучшить техноло­гические показатели, но и существенно повли­ять на эффективность процесса в целом, осо­бенно при использовании его в забойном вари­анте, а именно:

— ликвидирует тепловые потери по стволу скважины, которые имеют место при транспор­тировке теплоносителя с поверхности на забой скважины;

— увеличивает тепловой КПД парогазогенератора до 95—98%, тогда как у наземных па­рогенераторов он составляет 80—90%;

— не требует термостойкого устьевого обо­рудования и теплоизолированных труб;

— позволяет использовать их в сложных геолого-физических условиях в районах с час­тичной или вечной мерзлотой;

— способствует охране окружающей сре­ды, так как продукты сгорания поступают не­посредственно в пласт.

Процесс вытеснения нефти парогазовой смесью рассматривается как низкотемператур­ная, неравновесная фильтрация многофазной многокомпонентной системы, сопровождающа­яся фазовыми переходами. При построении модели вытеснения нефти парогазом должны учитываться следующие процессы:

— взаимная растворимость воды и нефти;

— термическое расширение жидкости и газа;

— зависимость фильтрационных параметров фаз от температуры и количества растворенно­го газа;

— конвективная диффузия компонентов растворенного газа;

— конвективная диффузия компонентов в фазах;

— теплопроводность.

Построение математической модели осуще­ствляется на основе общих положений механи­ки гетерогенных сред.

К недостаткам парогаза можно отнести по­вышенное содержание в нем сажи и солей, ко­торые могут кальмотировать поровый объем пласта и отрицательно влиять на механизм воз­действия и извлечение нефти. Однако для не­которых геологических условий (трещиноватый пласт, наличие высокопроницаемых пропластков и др.) парогаз оказывает положительное влияние по увеличению коэффициента охвата и нефтеотдачи путем выравнивания фронта вытеснения.

Промысловые испытания парогазового воздей­ствия на высоковязкую нефть подтвердили ре­зультаты теоретических и лабораторных иссле­дований как у нас в стране, так и за рубежом.

На Южно-Зыбзинской площади месторож­дения Зыбза-Глубокий Яр (Краснодарский край) впервые была осуществлена парогазоциклическая обработка скв. 27 (при устьевом варианте расположения парогазогенератора). За три ме­сяца эксплуатации скважины после первого цикла было добыто 305 т нефти, тогда как за три предшествующих года — лишь 102 т. При этом следует отметить, что нефть в ионти-ческих отложениях данной залежи тяжелая — 970 кг/м³, высоковязкая — 4000 мПа*с при пластовой температуре 19⁰ С, высокосмолис­тая — 16,6% (селикагелевых смол), и характе­ризуется высокой адгезией.

Отличительной особенностью опытных ра­бот по обработке скважин парогазом на место­рождении Колд-Лейк (Канада) являлось нагне­тание небольших объемов пара за один цикл. Цикл нагнетания пара длился примерно две недели. При этом в пласт закачивали около 1,2 тыс. т. пара. Цикл добычи продолжался три месяца. В процессе проведения опытных работ менялась концентрация СО, и скорость нагне­тания пара. Было установлено, что наиболее приемлемая концентрация С0₂ равна 15%, а темпы нагнетания пара — 80—95 т/сут. на одну скважину.