|
|
ОглавлениеГлава 1. Метан угольных месторождений Глава 2. Сланцевые месторождения. Сланцевый газ Глава 3. Природные газовые гидраты Глава 6. Получение синтетических углеводородов из угля при его подземной газификации Для бесплатного чтения доступна только часть главы! Для чтения полной версии необходимо приобрести книгуГлава 5. |
||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Вид нефти | Плотность нефти при + 15°С, г/см3 |
| Легкая | 0,87 |
| Средняя | 0,87–0,92 |
| Тяжелая | > 0,92 |
| Битум | – |
| Очень тяжелая нефть | > 1,0 |
Трудноизвлекаемые нефти по своим физическим характеристикам являются в основном вязкими и тяжелыми, а по химическому составу – с высоким содержанием парафинов, смол и асфальтенов.
Запасы тяжелых и высоковязких нефтей в несколько раз превышают запасы маловязких (легких) нефтей и являются заметной сырьевой базой в мире. Большая их часть в Российской Федерации сосредоточена в Республиках Коми и Татарстан, а также в Тюменской области.
Низкая извлекаемость сырья на месторождениях легкой и средней нефти (10–20%) и практически неосвоенные месторождения трудноизвлекаемых тяжелых нефтей и битумов диктуют необходимость разработки новых высокоэффективных технологий повышения нефтеотдачи, в том числе на месторождениях с трудноизвлекаемым углеводородным сырьем.
Существующие в Республике Коми (Ярегское месторождение) шахтная разработка и добыча сверхтяжелой нефти не могут быть примером промышленного распространения. Нужны новые высокотехнологичные решения.
Термические методы обычно применяют при добыче средней и тяжелой нефти, а также при разработке месторождений битуминозных песков (природных битумов).
Вязкость тяжелых нефтей и битумов в пластовых условиях превышает 10 Па с. При вязкости нефти в пластовых условиях выше 1 Па с считают наиболее целесообразным применять термические методы. При вязкости нефти 0,01–1 Па с мировой опыт рекомендует другие методы, например нагнетание частично растворенного углекислого газа.
5.2. Ресурсы высоковязких нефтей
Специалисты оценивают мировые ресурсы высоковязких нефтей и битумов в 300–350 млрд т, что в пять раз больше разведанных запасов легких и средних нефтей.
Прогнозные геологические ресурсы природных битумов оценивают в 17 млрд т, основная их часть сосредоточена в Волго-Уральском (36%) и Восточно-Сибирском (52%) регионах. Остальные их ресурсы (12%) находятся преимущественно в Прикаспийском, Тимано-Печорском и Мангышлакском регионах.
Промышленную ценность имеют, прежде всего, текучие и полувязкие битумы. Они отнесены к активным ресурсам. Их битумонасыщенность превышает 10%.
Наиболее разведаны запасы природных битумов в Волго-Уральском регионе, на территории Республики Татарстан (0,5 млрд т). Перспективны для разработки ресурсы (0,7 млрд т) природных битумов в Прикаспийском и Мангышлакском регионах.
В Тимано-Печорском и Восточно-Сибирском регионах активных ресурсов природных битумов нет, и освоение их традиционными термическими методами проблематично. Необходимы новые технологии, в частности предлагаемые в настоящей работе.
В Республике Татарстан комплексная разработка природных битумов и тяжелых нефтей может достичь к 2020 г. 3–3,5 млн т/год; в Прикаспийском регионе – 1 млн т/год; в Мангышлакском регионе – 0,2–0,3 млн т/год. Поэтому опытно-промышленное испытание новых технологий наиболее целесообразно проводить в этих областях.
Первыми объектами для опытно-промышленной проверки новых технологий следует считать Мордово-Кармальское и Ашальгинское месторождения, где уже накоплен опыт внутрипластового горения.
5.3. Традиционные тепловые методы
Традиционными методами воздействия на нефтеносные пласты являются нагнетание через скважины в пласт водяного пара, горячей воды и иных теплоносителей [64].
Известен также термический метод воздействия с помощью внутрипластового движущегося очага горения [14]. Этот метод заимствован из технологии подземной газификации угля.
Однако специфические условия нефтеносного пласта и теплофизические особенности оказались малопригодными для внутрипластового движущегося очага горения, и он не получил широкого практического применения.
Несомненный интерес представляет поступившая информация о том, что американская компания Amoco Corporation (с декабря 1998 г. – BP Amoco) разработала технологию термического воздействия на нефтеносный пласт, которая заключается в нагнетании в него компрессорного воздуха. В результате низкотемпературного окисления части нефти ее температура повышается, а вязкость снижается. Образующиеся в результате окисления газы повышают внутрипластовое давление и выдавливают «разжиженную» нефть.
Опробование этой сравнительно несложной технологии на месторождении Вест-Хаккбери (штат Луизиана, США), разрабатываемом Amoco Corporation, продемонстрировало повышение отдачи пласта в несколько раз. Правда, остаются невыясненными масштабы и продолжительность эксперимента.
Однако эта испытанная технология еще раз подтверждает высокий потенциал огневых термических методов воздействия на нефтеносные пласты.
Рассмотрим теплофизические основы традиционных тепловых методов воздействия на нефтеносные пласты [14].
Основу теории термических методов нефтедобычи составляют процессы тепло- и массопереноса в пористых средах, а также химических превращений, протекающих в пласте при тепловом воздействии.
Наличие в пористой среде температурных градиентов приводит к возникновению свободной конвекции вследствие изменения плотности внутрипластовых жидкостей и газов. Следовательно, в процессе изучения термического воздействия на нефтеносный пласт необходимо рассматривать влияние давления, температуры и состава на равновесие в системе «коллектор – нефть – вода – газообразное вещество».
Существенное значение в суммарном процессе имеет вынужденная конвекция, обусловленная нагнетанием в пласт теплоносителя. В качестве теплоносителей на практике применяют пар, горячую воду, дымовые газы, отдельные углеводороды.
Нагнетание горячих теплоносителей в нефтеносный пласт обусловлено, прежде всего, снижением вязкости углеводородного сырья с ростом температуры последнего. Зависимость динамической вязкости μ от абсолютной температуры близка к экспоненциальному закону:
(11)
где А, В – численные коэффициенты;
Т – температура, К.
Более точное соотношение кинематической вязкости ν и абсолютной температуры Т записывается следующим образом:
(12)
где С, Д – численные константы (С ≈ 0,6 при ν ≥ 1,5 ⋅ 10-6 м2/с, а 3,5 < Д < 4,3, в зависимости от вида углеводорода);
ν – кинематическая вязкость, м2/с;
Т – температура, К.
В полулогарифмических координатах эта зависимость является линейной (рис. 28). Соответствие теоретических результатов экспериментальным было проверено при температурах до 260°С для 15 видов дегазированной нефти и углеводородов.
Рис. 28 – Зависимость кинематической вязкости нефти от температуры ее нагрева
Растворение в жидких углеводородах некоторых газов приводит к снижению их вязкости. Этот эффект тем заметнее, чем выше концентрация растворенного газа. Уменьшение вязкости вызвано «набуханием» нефти под воздействием растворенного газа. На рис. 29 представлено влияние растворения углекислого газа на вязкость определенной нефти. С увеличением давления насыщения возрастает относительный удельный объем нефти (коэффициент «набухания») и снижается ее динамическая вязкость. Характерно также, что для определенного давления насыщения влияние эффекта растворенного углекислого газа тем заметнее, чем выше вязкость нефтепродуктов.
При эксплуатации нефтяных месторождений, в том числе термическими методами, большое значение имеет соотношение вязкостей нефтепродукта и воды ), так как в пористой среде движется фактически многофазная система. Для системы «нефть-вода», в соответствии с законом Дарси, соотношение расходов VH / ~ /µH. Вязкость воды при 20°С всегда ниже вязкости нефти ( = 0,001 Па • с). В соответствии с рис. 28, кинематическая вязкость нефтепродукта снижается тем быстрее, чем больше его абсолютная вязкость. Поэтому при повышении температуры отношение µH /имеет тенденцию к снижению, что особенно заметно для вязких нефтей.
Рис. 29 – Зависимость вязкости нефти от давления насыщения при растворении СО2
Отсюда, при увеличении температуры отношение VH / (выход нефтепродукта) возрастает, причем тем быстрее, тем больше вязкость нефтепродукта.
Все это подчеркивает целесообразность применения термических методов для добычи нефти, особенно высоковязких ее разновидностей.
С учетом рассмотренных выше закономерностей можно прогнозировать и интерпретировать нефтеотдачу в промысловых условиях. В частности, на рис. 30 представлена зависимость коэффициента нефтеотдачи (до прорыва на добычную скважину) от объема нагнетаемого теплоносителя.
При изотермическом вытеснении зависимость носит линейный характер. Наибольший угол наклона кривой – при вытеснении паром.
На рис. 31 представлено пароциклическое воздействие на скважину. Этот метод включает три последовательных фазы в каждом цикле.
Фаза нагнетания представляет собой процесс нагнетания пара в область залегания нефтяного пласта и идентична процессу вытеснения.
Фаза ожидания, в течение которой скважина закрыта, внесенная тепловая энергия переходит в пласт. Пар конденсируется, отдавая свое тепло коллектору и нефти.
Рис. 30 – Зависимость коэффициента нефтеотдачи от количества нагнетаемых воды и пара: 1 – изотермическое вытеснение; 2 – нагретая вода; 3 – водяной пар
Рис. 31 – Схема двух циклов паротеплового воздействия: 1 – нагнетание пара; 2 – время ожидания; 3 – добыча нефти
Фаза извлечения начинается после откачки сконденсировавшейся воды. Уровень добычи нефти заметно превышает уровень ее добычи до нагнетания пара. Таким образом, при одинаковом давлении на забое скважины уровень добычи (вследствие снижения вязкости добываемой нефти) после пароциклического воздействия превышает уровень добычи до него. При повторениях цикла добыча нефти возрастает от цикла к циклу, прежде всего, вследствие постепенного повышения средней температуры в окрестности скважины. Лишь в результате истощения месторождения уровень добычи начнет снижаться.
Особое место в ряду термических методов занимает метод внутрипластового движущегося очага горения. В основу метода положен процесс горения части нефти для увеличения подвижности несгоревших фракций. Горение протекает при постоянной подаче воздуха в одну или несколько скважин, температура фронта горения находится в пределах 400–600°С.
Метод применяют с пятидесятых годов двадцатого века, в основном на месторождениях тяжелой нефти. Чаще всего нефть вытесняют от нагнетательной скважины к призабойной зоне другой эксплуатационной скважины. Иногда этот метод применяют для периодического теплового воздействия на прискважинную область, при этом периоды горения чередуют с периодами нефтедобычи.
Метод внутрипластового движущегося очага горения позволяет избавиться от тепловых потерь в скважинах при нагнетании горячих теплоносителей. Теплоту горения используют для повышения температуры коллектора и нефти, часть энергии рассеивается в окружающие породы.
Применяют два варианта внутрипластового движущегося очага горения. В первом из них горение инициируют в призабойной зоне нагнетательной скважины, во втором – эксплуатационной (добычной) скважины.
Первый метод называют прямоточным, и фронт горения перемещается в направлении эксплуатационных скважин. Второй метод называют противоточным, и фронт горения перемещается от воспламененной зоны эксплуатационной скважины к нагнетательной скважине, т. е. в направлении, противоположном направлению вытеснения нефти.
Внимание! Авторские права на книгу "Нетрадиционные углеводородные источники: новые технологии их разработки. Монография" (Крейнин Е.В.) охраняются законодательством!
