ЦИКЛИЧЕСКИЙ МЕТОД ПАРОТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ С ПРИМЕНЕНИЕМ ЭЛЕКТРОНАГРЕВАТЕЛЯ

Нефтяные месторождения высоковязкой нефти, характеризующиеся высокой неоднородностью по проницаемости и обладающие низкой продуктивностью, не вводят в промышленную разработку по причине экономической неэффективности их извлечения по применяемой стандартной технологии. Проблема разработки месторождений с высоковязкими тяжёлыми нефтями связана с тем, что естественные изотермические условия не обеспечивают необходимой подвижности этой нефти при фильтрации по пласту и притоке её к добывающим скважинам [2]. В связи с истощением запасов лёгких нефтей одно из направлений наращивания ресурсной базы углеводородов – это освоение месторождений высоковязких и сверхвязких нефтей и природных битумов [8]. На территории России запасы высоковязкой нефти и природных битумов составляют от 30 до 75 млрд. т [4]. Основные районы сосредоточения запасов высоковязкой нефти промышленных категорий являются: Западная Сибирь – 42 %; Волго-Уральский регион – 38 %; Тимано-Печорский регион – 18 %; Сахалин и южные регионы – 2 %.

Строительство и эксплуатация горизонтальных, разветвлённо-горизонтальных и многозабойных скважин стало одним из важнейших направлений вовлечения в промышленное освоение трудноизвлекаемых запасов нефти. Благодаря развитию технологии строительства горизонтальных и многозабойных скважин стало возможным применение пространственной архитектуры ствола скважины для дренирования продуктивных пластов [5]. В залежах с низкопроницаемыми малопродуктивными коллекторами горизонтальные скважины позволяют увеличить объём дренирования залежи и увеличить дебиты скважин при относительно низких депрессиях на пласт. Горизонтальные скважины позволяют ввести в разработку пласты низкой проницаемости и малой толщины, эксплуатация которых фондом вертикальных скважин нерентабельна.

Из всех современных технологий, направленных на повышение нефтеотдачи месторождений высоковязкой нефти наиболее эффективными являются тепловые методы. Сущность тепловых методов состоит в том, что наряду с гидродинамическим вытеснением повышается температура области пласта, прилегающего к добывающей скважине. Это приводит к уменьшению вязкости нефти, увеличению её подвижности и испарению лёгких фракций нефти. Объектами их применения являются залежи высоковязкой нефти; залежи нефтей, обладающих неньютоновскими свойствами; а также залежи, пластовая температура которых равна или близка к температуре насыщения нефти парафином, когда другие методы разработки либо неприменимы, либо не обеспечивают достаточной эффективности.

Известны три основных технологических метода паротеплового воздействия на пласт [2]: циклический, циркуляционный и площадной. Технологически наиболее эффективным, доступным и быстро окупаемым методом, при котором достигается достаточно высокий коэффициент нефтеотдачи 30-35 %, является циклический метод паротепловых обработок скважин.

При циклическом методе пар нагнетают в пласт по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в течение 3 – 6 недель, затем выдерживают в течение 10 – 20 суток, после этого скважину пускают в эксплуатацию. При этом скважину используют для нагнетания пара и для отбора нефти. Циклическая обработка призабойной зоны пласта паром состоит из чередования периодов нагнетания теплоносителя, пропитки призабойной зоны пласта и добычи нефти. При нагнетании пара в пласт вводится значительное количество энергии, что приводит к повышению температуры, снижению вязкости нефти, увеличению давления в призабойной зоне пласта, что в целом увеличивает вытеснение нефти за счёт природной энергии пласта. Период капиллярной пропитки, следующий за периодом нагнетания пара в пласт, способствует равномерному прогреву зонально-неоднородного по проницаемости пласта, капиллярному вытеснению нефти из зон пласта с низкой проницаемостью. Этот период обеспечивает равномерность выработки зонально-неоднородного по проницаемости пласта. После этого скважину эксплуатируют до предельно рентабельного дебита нефти в течение 2 – 3 месяцев. Обычно осуществляют 5 – 8 циклов за 3 – 4 года с увеличивающейся продолжительностью каждого последующего цикла. Обычно разработку месторождения высоковязкой нефти начинают с циклического метода нагнетания пара в пласт.

Основные преимущества метода циклического паротеплового воздействия на пласт: высокий дебит нефти после обработки пласта паром; меньшие по сравнению с другими методами потери тепла (по стволу скважины, в кровлю и подошву пласта); температура стенки обсадной колонны в период нагнетания пара ниже, чем при других тепловых методах.

Недостатки: падение дебита нефти при последующих циклах; неполное извлечение нефти из пласта; ограниченность зоны прогрева пласта; затраты времени на операции по сборке, подъёму и спуску труб; создание специальных насосов для подъёма жидкости при высоких температурах (180 ^оС и более).

Согласно [3] при термическом воздействии на пласт плотность сетки скважин должна быть не более 1 – 2 га/скв, т.к. месторождения высоковязкой нефти не имеют гидродинамической связи с контуром питания, а глубина термического воздействия ограничена. Пар, как маловязкий рабочий агент, обычно движется у кровли пласта. Охват паром по толщине не превышает 0,4, по площади составляет 0,5 – 0,9. Коэффициент нефтеотдачи при этом достигает величины 0,30 – 0,35 [3].

Термические методы повышения нефтеотдачи пластов не имеют в настоящее время альтернативы при разработке нефтяных месторождений, содержащих высоковязкие нефти, и являются приоритетными среди других методов. В связи с интенсификацией добычи высоковязких нефтей, усилился интерес к разработке электронагревателей, используемых для нагрева призабойной зоны пласта непосредственно в скважинах. Известные скважинные электронагреватели  [3], с помощью которых прогревают призабойную зону пласта и ствола скважины с целью расплавления и удаления парафина, просты и надёжны в эксплуатации. Однако скважинные электронагреватели имеют недостатки:

- не позволяют передать достаточно большие мощности для эффективного воздействия на призабойную зону пласта;

- большие затраты времени на операции по спуску и подъёму электронагревателя;

- ограниченность и неравномерность прогрева пласта, что не позволяет его использовать в горизонтальных скважинах из-за неравномерного распределения температуры по горизонтальному участку ствола скважины, расположенному в продуктивном пласте.

Применение хвостовика, одновременно выполняющего роль электронагревателя, позволяет существенно увеличить эффект паротеплового воздействия на пласт. Месторождение высоковязкой нефти разбуривается редкой сеткой скважин с горизонтальным окончанием ствола в продуктивном пласте. В залежах с трудноизвлекаемыми запасами горизонтальные скважины позволяют увеличить объём дренирования залежи и увеличить дебиты скважин при относительно низких депрессиях на пласт. В качестве электронагревателя используется непосредственно хвостовик, через который пропускают электрический ток промышленной частоты. При пропускании электрического тока через хвостовик, который выполняет роль активного сопротивления, в нём выделяется тепловая энергия, которая распределена равномерно по всей длине хвостовика. Это позволяет: во-первых, вокруг хвостовика по всей его длине создавать равномерное тепловое поле; во-вторых, дополнительно равномерно по всей длине хвостовика подогревать теплоноситель (пар) до необходимой температуры, который закачивают в пласт; в-третьих, исключаются операции по спуску и подъёму электронагревателя.

Основным технологическим критерием оценки эффективности эксплуатации скважины является дебит нефти, с которым скважина вступила в эксплуатацию, а также продолжительность стабильной добычи нефти. В залежах с низкопроницаемыми малопродуктивными коллекторами горизонтальные скважины позволяют увеличить дебиты скважин при относительно низких депрессиях на пласт. Наибольший эффект горизонтальные скважины дают в монолитных пластах, когда дебит одной горизонтальной скважины превышает дебит вертикальной в 5 – 10 раз. В условиях хаотической зональной неоднородности по проницаемости и неизвестности локальных особенностей пласта длина горизонтального участка ствола, расположенного в продуктивном пласте, должна быть равна или превышать средний геометрический размер зональной хаотической изменяемости проницаемости. Для многих нефтяных месторождений Западной Сибири этот средний геометрический размер составляет 300 – 400 м. Следовательно, длина горизонтального перфорированного участка ствола скважины или хвостовика должна составлять 400 м. В этом случае, если проектная сетка вертикальных скважин составляет 1 га/скв, то одна горизонтальная скважина будет заменять 4 вертикальных скважины.

Сущность предлагаемого технического решения поясняется принципиальной схемой расположения хвостовика-электронагревателя в продуктивном пласте, приведённой на рисунке 1

Рисунок 1. Принципиальная схема расположения хвостовика-

электронагревателя в продуктивном пласте.

.

Горизонтальная скважина сообщается с продуктивным пластом 1, содержит эксплуатационную колонну 2, соединённый с ней перфорированный хвостовик-электронагреватель 3, кабель 4 подвода электрической энергии к хвостовику, добывающий насос 5. Штриховой линией показана область продуктивного пласта, подверженная тепловому воздействию. Хвостовик-электронагреватель 3 представляет соединённые между собой резьбовым уплотнением перфорированные насосно-компрессорные трубы необходимой длины. Один провод кабеля электропитания 4 соединён с хвостовиком в начальной его части, а второй провод соединён с концом хвостовика.

Влияние сопротивления хвостовика-электронагревателя  на режим работы электрической цепи

Основными физическими величинами, характеризующими процессы в электрических цепях, являются ток, напряжение, мощность. Связь между напряжением U и током I на участке цепи сопротивлением R определяется законом Ома:  . При последовательном соединении эквивалентное сопротивление R_э равно сумме сопротивлений R_i последовательно соединённых элементов цепи: . Для последовательной цепи напряжение источника тока U определяется выражением , а ток в цепи будет равен . Ток в цепи принимает максимальное значение в режиме короткого замыкания (R_н = 0). С увеличением сопротивления нагрузки R_н ток в цепи уменьшается до нуля в режиме холостого хода (R_н = ∞). Напряжение на нагрузке в режиме короткого замыкания равно нулю. С увеличением сопротивления нагрузки R_н, напряжение возрастает до значения U_н = U в режиме холостого хода. Мощность, подаваемая от источника тока , изменяется подобно изменению тока и имеет максимальное значение в режиме короткого замыкания цепи  . Мощность, потребляемая нагрузкой, определяется законом Джоуля-Ленца:

.

В режимах холостого хода и короткого (R_н = 0) замыкания Р_н = 0. Максимальное значение Р_{н max} = 0,25 Р_кз достигается при условии R_н = R_пр, которое называют условием согласованной нагрузки.

Эффективность передачи энергии к нагрузке характеризуют коэффициентом полезного действия (КПД)

.

В режиме короткого замыкания (R_н = 0) КПД η_кз = 0, а в режиме согласованной нагрузки (R_н = R_пр) КПД  η  = 0,5. При дальнейшем увеличении сопротивления нагрузки КПД возрастает. В режиме холостого хода (R_н = ∞) ток в цепи отсутствует, передачи электрической энергии не происходит, КПД η  = 0.

Подвод электрической энергии к хвостовику-электронагревателю необходимо осуществлять по кабелю, обеспечивающему работу электрической цепи при высокой температуре 150 ^оС на забое скважины. Кабели марок КФСКБ и КФСБ с фторопластовой изоляцией предназначены для эксплуатации при температуре окружающей среды до 160 ^оС [7].

Таблица 1.

Основные технические параметры кабеля КФСБК [7]

Сопротивление жилы кабеля R_к в условиях скважины равно [1]:

,

где ρ₂₀ – удельное сопротивление кабеля при 20 ^оС, принимаемое для меди с учётом надбавки равным 0,0195 Ом·мм²/м; L – длина кабеля, м; S – площадь сечения жилы кабеля, мм²; α – температурный коэффициент сопротивления, равный для меди 0,0043 град^-1; t_ж – температура жилы кабеля, которая соответствует температуре жидкости в скважине.

Если принять, что глубина скважины L = 1000 м, температура на забое скважины 150 ^оС, а температура на устье 70 ^оС, то среднее значение температуры жидкости составляет

.

При таких условиях сопротивление одной жилы кабеля равно

.

С учётом того, что необходимо учесть сопротивление двух подводящих жил, получим . Соответственно сопротивление нагрузки R_н, равное сопротивлению хвостовика-электронагревателя, определяется длиной хвостовика, площадью поперечного сечения НКТ и удельным сопротивлением материала, из которого изготовлен хвостовик.

Предположим, что максимально допустимая сила тока в цепи I = 170 A достигается при коротком замыкании R_н = 0. В этом случае общее сопротивление цепи R = R_пр. Тогда подаваемое напряжение должно составлять

.

На рис. 2 показано изменение основных параметров электрической цепи в относительных единицах:  - относительное значение силы тока в цепи;

 - относительное значение мощности, выделяемой на нагрузке;  - коэффициент полезного действия в зависимости от  сопротивления нагрузки.

Рисунок 2. Изменение основных параметров электрической цепи в зависимости от сопротивления нагрузки.

Сравнение дебитов вертикальных и горизонтальных скважин

при паротепловом воздействии на пласт.

Дебит жидкости вертикальной скважины по Ю.П. Борисову для прямоугольного участка нефтяного пласта с добывающей скважиной, расположенной в центре, имеет вид [6]:

 ,                                                    (1)

где q – дебит скважины в единицу времени; k – проницаемость пласта; h – эффективная толщина пласта; µ - динамическая вязкость жидкости;  - гидропроводность пласта; р_пл – пластовое давление; р_с – забойное давление; (р_пл – р_с) – депрессия на пласт;  - внешнее фильтрационное сопротивление; коэффициент  учитывает, что нагнетательные скважины расположены с двух сторон относительно добывающих скважин; L – расстояние от добывающей галереи скважин до линии нагнетательных скважин; 2σ – ширина прямоугольного участка;  - внутреннее фильтрационное сопротивление; r_c – радиус скважины.

Дебит жидкости горизонтальной скважины, заменяющей m вертикальных скважин, радиусом r_c на участке пласта длинной 2L, шириной 2σ и эффективной толщиной h, имеет следующий вид [6]:

                               (2)

При построении этой формулы идея Ю.П. Борисова применяется дважды: после определения внешнего фильтрационного сопротивления  при определении внутреннего фильтрационного сопротивления сначала для галереи, ограниченной длины , а затем в пределах этой галереи для горизонтальной скважины .

С учётом отсутствия внешнего фильтрационного сопротивления Ω и прочих  равных условий дебит горизонтальной скважины больше дебита вертикальной скважины:

.                                     (3)

Если вместо вертикальных скважин, размещённых по равномерной квадратной сетке 2σ = 100 м, применить горизонтальные скважины с длиной горизонтальной перфорированной части l = 400 м, заменяя каждой горизонтальной скважиной четыре вертикальные скважины, т.е. m = 4, то коэффициент увеличения дебита одной горизонтальной скважиной по сравнению с четырьмя вертикальными скважинами будет равен (3):

.

Полученный результат ν = 3,069 ≈ 3 говорит о том, что одна горизонтальная скважина по величине дебита заменяет

12 вертикальных скважин.

Повышение производительности горизонтальных скважин, уменьшение затрат на бурение скважин и их эксплуатацию столь существенны, что экономическая эффективность значительно превышает материальные затраты на дополнительный подогрев призабойной зоны пласта с помощью хвостовика-электронагревателя.

Список литературы:

1. Атакишиев Т.С. Электроэнергетика нефтяных и газовых промыслов / Т.С. Атакишиев и др.. -М.: Недра, 1988.-221 с.

2. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений.-М.: Недра, 1988.-343 с.

3. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учеб. для вузов.-М.: Недра, 1990. – 427 с.

4. Гилаев Г.Г. Начало нового этапа в освоении месторождений высоковязких нефтей и природных битумов в России /Г.Г. Гилаев, И.С. Афанасьев, В.А. Павлов и др. //Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 6, - С. 6-9.

5. Зозуля Г.П., Кустышев А. В., Матиешин И.С., Гейхман М. Г., Инюшин Н.В. Особенности добычи нефти и газа из горизонтальных скважин. под ред. Г.П. Зозули. - М.: Издательский центр Академия, 2009. - 176 с.

6. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений.-М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000.-516 с.

7. Махмудов С.А., Абузерли М.С. Монтаж, обслуживание и ремонт скважинных электронасосов: Справочник.-М.: Недра, 1995.-217 с.

8. Муслимов Р.Х. Опыт освоения ресурсов сверхвязких нефтей и природных битумов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции //Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 11, - С. 42-47.