Как коэффициент извлечения нефти (КИН) связан с общей энергией пласта и какие существуют варианты для увеличения КИН, а также значительного продления срока рентабельной добычи? Авторы предлагают рассмотреть КИН как величину, коррелирующую с общей энергией пласта либо, как функцию общей энергии пласта.
Рассмотрим пласт в целом как единую систему. Представим общую энергию пласта как сумму слагаемых:
W = W_тепл + W_упр,
где W_тепл — тепловая энергия пласта, W_упр — упругая энергия пласта.
В процессе добычи и извлечения нефти пласт теряет энергию: общая энергия пласта уменьшается. Оценим, что происходит при добыче.
Рассмотрим для примера пласт, расположенный на глубине 1200 м, объемом 10 млн т с добычей 1,3 тыс. т / сутки (15 кг/c). Средняя температура пласта +40 °C, среднегодовая температура воздуха +4,4°C (г. Альметьевск), теплоемкость воды 4,2 кДж / кг·К. Для поддержания пластового давления производится закачка воды в пласт со среднегодовой температурой 15°C, таким образом, происходит непрерывная потеря тепловой энергии в количестве:
Q = m · C_p · ΔT = 15 кг/c · 4,2 кДж/кг·К· (40−15)К = 1,575 МДж/c (37,8 МВт·ч за сутки)
За счет взаимодействия пласта с окружающими его подземными породами эта энергия восполняется лишь частично.
Кроме тепловой, происходит также потеря упругой энергии пласта W_упр за счет уменьшения количества вещества в пласте и, как следствие, снижения пластового давления. Закачка воды в пласт направлена на компенсацию потери этой части энергии пласта.
Фундаментальное влияние на пластовую энергию оказывают две величины: гравитация и температура. Основными источниками пластовой энергии являются: сила тяжести, напор краевой и подошвенной вод, давление газа газовой шапки и растворенного газа в нефти после его выделения из раствора, упругость пласта и насыщающих его флюидов (нефти, воды, газа). Повышение температуры пласта сопровождается повышением пластового давления. Температура является важнейшим параметром, определяющим состояние флюида (газ, жидкость) в пласте. Повышение температуры пласта вызывает снижение вязкости нефти и повышение вязкости газа. С изменением температуры изменяется соотношение газообразной и жидкой фаз. Фактически, пласт представляет собой замкнутый объем, содержащий жидкость и газ при давлении порядка 10 МПа. Таким образом, при увеличении массы газа в пласте на 2 – 3 % прирост пластового давления может составлять порядка 200 кПа. Увеличение температуры углеводородов на 2 – 3 °С приводит к росту давления насыщенного пара на 0,1 атм. В свою очередь, после снижения пластового давления газовой залежи на 200 кг/см² можно ожидать понижения пластовой температуры на 2 – 3 °С за счет адиабатического охлаждения всей залежи (Чекалюк, 1965). Разработка нефтяного месторождения проходит несколько стадий: начальную, когда его разбуривают и обустраивают; среднюю или основную, соответствующую выходу разработки месторождения на запроектированные показатели; стадию резко падающей добычи нефти, когда при постоянной или несколько растущей добыче жидкости быстро уменьшается добыча нефти и при заводнении растет обводненность продукции скважин; завершающую стадию, в течение которой наблюдаются сравнительно медленное, но стабильное падение добычи нефти и такой же рост обводненности продукции. Примером может служить Ромашкинское месторождение: в период 1962 – 1972 гг. среднегодовая добыча нефти на одну дополнительную скважину росла, в последующие годы (1973 – 1979 гг.) наблюдалось ее снижение. В 1988 г. добыча снизилась по сравнению с 1979 г. с 2 – 11,2 тыс. т. (по группам) до 1,1 – 6,6 тыс. т. в год на одну скважину, несмотря на применение закачки воды для интенсификации нефтеотдачи и уплотнения сетки скважин.
В общем виде падение энергии пласта с течением времени разработки изображено на Рис. 1.
С течением времени уровень добычи месторождения падает, что видно из Рис. 2.
Видим, что Рис. 1 и Рис. 2 полностью коррелируют.
Также приведем данные по месторождению South Arne в Северном море за период 1999 – 2013 гг. На графике слева приведены дебиты нефти и накопленная добыча, на правом – дебит воды, обводненность и накопленная добыча воды по одной из скважин.
Видно, что через некоторое время после начала активной закачки воды дебит нефти резко упал и продолжает снижается, при постоянной закачке воды в пласт.
Общеизвестны случаи восстановления нефтеносности некоторых законсервированных скважин после продолжительного периода отсутствия добычи. Это может быть связано, в первую очередь, с восстановлением энергии (и, следовательно, температуры) пласта естественным способом. Поскольку приток тепла естественным способом происходит весьма медленно (величина теплового потока составляет в среднем 45 мВт/м²), можно предположить, что при искусственном интенсивном нагнетании тепла восстановление скважин может происходить значительно быстрее.
Рассмотрим варианты решения задачи поддержания энергии пласта на уровне, максимально приближающемся к первоначальному (Рис. 4).
В качестве первого варианта можно предложить закачку воды с температурой, соответствующей внутрипластовой для данного месторождения. В этом случае тепловая энергия пласта полностью сохраняется. Учитывая высокую теплоемкость воды и громадные затраты на нагрев воды до значений 60 °C и выше, можно предложить использовать попутный нефтяной газ (ПНГ) и неиспользуемые остатки в качестве источника нагрева.
С повышением температуры вязкости нефти и воды уменьшаются. При этом вязкость нефти, если она в обычных пластовых условиях значительно превышала вязкость воды, снижается более существенно. Соотношение подвижностей нефти и воды изменяется в лучшую сторону. Этот экспериментально установленный факт — главная причина использования закачки в пласт воды с повышенной температурой или водяного пара для роста нефтеотдачи пластов, содержащих нефть увеличенной вязкости. Кроме того, при закачке в пласт горячей воды или водяного пара из нефти при соответствующих условиях испаряются легкие фракции углеводородов и переносятся потоками пара и воды по пласту к забоям добывающих скважин, дополнительно способствуя увеличению извлечения нефти из недр (Желтов, 1986).
Достоинство этого способа в том, что его использование не требует перестройки и изменений в инфраструктуре нефтепромысловых предприятий и может быть начато в кратчайшие сроки. Также, достоинством является утилизация теплоты сгорания ПНГ и неиспользуемых остатков.
В качестве второго варианта предлагается закачка в пласт дистиллятов.
Разновидностью второго варианта может быть нагрев дистиллята при его закачке в пласт. Несмотря на дополнительные затраты на нагрев, положительный эффект может оказаться боле значительным за счет более активного взаимодействия закачиваемого дистиллята с нефтью внутри пласта, общего снижения вязкости, увеличения доли легких углеводородов внутри пласта, создания газовой шапки, повышения внутрипластового давления, дополнительного тепловыделения за счет реакции растворения.
В качестве третьего варианта предлагается закачка в пласт продуктов переработки сырой нефти на оборудовании «ЯРУС».
«ЯРУС» может применяться для переработки ВВН и ПБ с получением полусинтетических и синтетических нефтей непосредственно на месте добычи; компаундирование с фракцией н.к. +110 °С до 10% масс. позволяет снизить вязкость и приготовить нефтепродукт, пригодный для транспортировки в трубопроводе.
Переработка ВВН и ПБ с использованием «ЯРУС» осуществляется с одну стадию без предварительной подготовки сырья. Для увеличения выхода бензиновой фракции и практически полного удаления серы возможно проведение двукратной переработки.
Предварительные испытания переработки образцов тяжелой нефти Ашальчинского месторождения и мазута М-200 показали успешность работы «ЯРУС» с такими продуктами.
«ЯРУС» отличается низкой удельной стоимостью и высокой окупаемостью (менее 30 дней). Капиталоемкость оценивается на уровне 2 – 3 млн руб. за установку объемом переработки 10 тыс. т в год при промышленном способе производства.
Один из вариантов применения «ЯРУС»: на месте добычи для закачки дистиллята непосредственно в пласт в качестве растворителя тяжелой нефти для повышения коэффициента нефтеотдачи.
«ЯРУС» представляет собой компактную установку, позволяющую перерабатывать газовый конденсат, сырую нефть, мазут, высоковязкую и битумную нефть в одну стадию без системы оборотного водоснабжения, а также производить моторные топлива непосредственно на месте добычи.
Одной из особенностей «ЯРУС» является комбинация способов воздействия (гидродинамическое, термическое, волновое и др.) в одном технологическом пространстве. В результате переработки происходит значительное увеличение доли легких фракций.
Большая доля выхода легких фракций позволяет осуществлять рекуперацию газовой фазы, используя различные варианты: закачкой газа через систему законтурных или внутриконтурных нагнетательных скважин, возвратом попутных газов после их отделения от нефти и компримирования, либо в качестве источника подогрева дистиллята, закачиваемого в пласт, либо для обеспечения собственного нагрева установки «ЯРУС».
При разработке месторождения при добыче нефти пласт теряет тепловую и упругую энергию, в том числе, в виде:
— удельной энергии охлаждения (нагрева) нефти 64 кДж / кг;
— удельной энергии охлаждения (нагрева) воды 149,5 кДж / кг;
— удельной энергии парообразования (конденсации) легких фракций: 360...484,5 кДж / кг;
— работы изотермического сжатия (расширения) легких фракций: 206...748 кДж / кг;
Итого, считая для простоты, что добываемое сырье содержит нефти и воды 50 / 50 % масс., получим, что пласт теряет 390...723 кДж / кг энергии.
Расчеты показывают, что сжигание попутного газа в количестве около 3,5% масс. от исходного количества нефти (теплота сжигания 45...55,5 МДж/ кг) компенсирует данные потери энергии в двукратном размере, либо полностью — с учетом КПД использования тепловой энергии сжигания 50%.
Справочные данные, использованные при расчете, приведены в Таблице.
Передача тепловой энергии, полученной при сжигании попутного газа, в пласт может осуществляться за счет подогрева потоков веществ, закачиваемых в пласт (воды, нефтяного дистиллята, газов), конденсацией в скважине газов, возвращаемых в пласт.
При закачке в пласт нефтяного дистиллята и более простых химических веществ, полученных в результате переработки сырой нефти, энергия пласта также может увеличиваться за счет роста химической энергии потенциального взаимодействия. Эта энергия не учитывается, но может иметь весьма значительную величину.
Особенности конструкции «ЯРУС», а также большая доля выхода легких фракций, позволяют использовать попутные газы для полностью автономного энергообеспечения процесса переработки.
Достоинство третьего варианта в том, что он не требует больших затрат тепловой энергии и большого парка оборудования (установок подготовки нефти, подогрева воды, резервуаров), поэтому может с успехом применяться в том числе малыми нефтяными компаниями, либо на малых месторождениях.
В любом случае, целью является поддержание общей энергии пласта, говоря точнее, снижение неизбежного падения общей энергии пласта в процессе добычи. Независимо от способа компенсации — с помощью закачки подогретой воды, закачки дистиллята или с использованием оборудования «ЯРУС»,— снижение падения энергии пласта должно увеличить срок рентабельной добычи месторождения, а также увеличить КИН (Рис. 7).
Поддержание энергии пласта видится перспективным решением задачи увеличения КИН и значительного продления срока рентабельной добычи скважин. Предложенный подход может использоваться для восстановления выработанных скважин, месторождений с сильной обводненностью, проблемных месторождений.
В статье использованы материалы
1. Желтов, Ю. (1986). Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра.
2. Чекалюк, Б. Э. (1965). Термодинамика нефтяного пласта. М.: Недра.
ООО «НПП «ЭкоЭнергоМаш»
420095 РТ г. Казань, ул. Восстания 100
НТЦ ОАО «Татнефтехиминвест-холдинг»
Тел./ф.:+7 (843) 212 5307, 212 5305
www.eemkzn.ru E-mail:[email protected]
Директор Намазов М.О.
ООО «НПО Кинематика»
Россия, 420061, РТ, Казань, ул. Н.Ершова, д.29 А Тел.: +7 (495) 681-7700
[email protected]; npo-kinematika.com
Генеральный директор С.Е. Угловский
