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.