Тепловые методы разработки Верхозимского месторождения

Огромную долю в структуре запасов составляют трудноизвлекаемые запасы нефти. Из них более 60% нефти является высоковязкой нефтью. Кроме того, огромная часть месторождений находится на завершающей стадии разработки и имеет высокую обводненность. По мере выработки запасов нефти с низкой вязкостью доля запасов с высокой вязкостью возрастает, при этом усложняются геолого-физические условия добычи. Поэтому добыча высоковязкой нефти привлекает к себе всё больше и больше внимания, чем раньше.

В настоящее время в России добыто всего 0,02% от балансовых запасов высоковязкой нефти. Необходимо использовать более современные методы увеличения нефтеотдачи пласта [1, с. 4].

Верхозимское нефтяное месторождение находится на территории Кузнецкого и Камешкирского районов Пензенской области. Данное месторождение является многопластовым и по геологическому строению относится к сложным.

Продуктивные пласты являются терригенными отложениями тульского и бобриковского горизонтов и карбонатными отложениями турнейского яруса нижнего отдела каменноугольной системы [2, с. 78].

В таблице представлены свойства пластовой нефти Верхозимского месторождения.

Таблица

Свойства пластовой нефти Верхозимского месторождения

Исходя из данных, представленных в таблице, можно сделать вывод, что нефть Верхозимского месторождения является битуминозной, высоковязкой, сернистой, парафинистой и высокосмолистой.

В неоднородных пластах, в условиях высоковязкой нефти первоочередной выработке и обводнению подвергаются наиболее проницаемые интервалы, характеризующиеся меньшим начальным градиентом давления при движении жидкости. Эти же интервалы чаще всего являются путями полного обводнения скважин, когда менее проницаемые прослои остаются невыработанными, а на участке продуктивного пласта еще сосредоточены значительные извлекаемые запасы нефти.

Анализ динамики работы большинства скважин показывает наличие нескольких резких пиков роста обводненности, что свидетельствует о прорывах поступаемой воды по отдельным пропласткам. Также анализируя динамику работы месторождения в целом можно сделать вывод, что с увеличением депрессии обводненность так же начинает резко увеличиваться, практически пропорционально отборам, что говорит об ускорении движения воды в пласте и замедлении движении высоковязкой нефти.

Для обеспечения продвижения нефти к добывающим скважинам необходимо снизить ее вязкость, чтобы увеличилась ее подвижность в пласте. Самым эффективным способом снижения вязкости является применение тепловых методов увеличения нефтеотдачи пласта.

Тепловые методы увеличения нефтеотдачи пласта – это методы интенсификации добычи, при которых искусственно повышается температура в стволе, призабойной зоне скважины и пласте. При прогреве пласта происходит снижение вязкости нефти и увеличение ее подвижности, что облегчает ее добычу. Помимо нагрева в процессе закачки теплоносителя создается дополнительная движущая сила.

Все тепловые методы делятся на две категории в зависимости от того, какой теплоноситель закачивается в пласт: пар или горячая вода. Выбор теплоносителя зависит от геологических особенностей месторождения и пластовой жидкости. В большинстве случаев нагнетание пара является более предпочтительным, так как он имеет более высокую энтальпию, соответственно, в пласт вводится большее количество тепла, чем при закачке воды.

Процесс паротепловой обработки призабойной зоны пласта заключается в разогреве призабойной зоны пласта посредством периодической закачки пара в насосно-компрессорные трубы добывающих скважин. Цикл состоит из нагнетания, выдержки и добычи нефти, он повторяется несколько раз.

Основными достоинствами этого метода является высокий дебит нефти после обработки, небольшие потери тепла по стволу скважины. Недостатком является последующее падение эффективности при последующих обработках призабойной зоны пласта.

Существует другой вид тепловой обработки, когда к забою нагнетают пар по кольцевому пространству, а через колонну труб добывают нефть и конденсат. Но ограничением является наличие мощного и однородного продуктивного пласта.

Еще одним вариантом является нагнетание пара в нагнетательную скважину и добыча нефти из соседних добывающих скважин. При этом методе идет непрерывный фронт тепла от нагнетательной скважины и постоянный прогрев пласта.

Преимуществом является большая зона прогрева пласта. Недостаток – огромная энергоемкость процесса, при этом коэффициент извлечения нефти остается низким. Этот метод не всегда является экономически выгодным из-за огромных энергозатрат на нагрев пара.

Для Верхозимского месторождения оптимальным методом будет закачка горячей воды в нагнетательную скважину, оборудованную инжектором-смесителем. Схема оборудования, спускаемого в скважину, представлена на рисунке.

Рис. Схема оборудования

Суть данного метода состоит в том, что в вертикальную нагнетательную скважину спускается колонна труб, которая внизу оборудована инжектором-смесителем. Межтрубное пространство изолируют пакером. По колонне труб ведут закачку горячей воды. Вода нагревается до такой температуры, превышающей температуру парообразования при пластовом давлении. Закачка ведется под давлением, превышающем давление парообразования. В инжекторе-смесителе вода переходит в парообразное состояние и поступает в продуктивный пласт до повышения давления в пласте на 20-30%, после этого закачку пара останавливают [3].

Из-за наличия сужения в сопле инжектора-смесителя и изменения агрегатного состояния воды образуется высокоскоростной поток, который создает разрежение в камере. Затем пар задавливается в пласт, где в процессе теплообмена нефть разогревается и перемешивается с паром.

Таким образом, представленный метод решает основные проблемы, с которым сталкиваются при добыче высоковязкой нефти на Верхозимском месторождении. Первая проблема – повысить подвижность нефти в пласте. Вторая проблема – создать запас энергии в пласте, достаточной для притока жидкости в скважину и подъема ее на поверхность.