CC BY
340
СЕМИНАР 20
ДОКЛАД НА СИМПОЗИУМЕ «НЕДЕЛЯ ГОРНЯКА - 99» МОСКВА, МГГУ, 25.01.99 - 29.01.99_______
Ю.В. Желтов, проф., д.т.н., Г.Е. Малофеев, д.т.н., И.Д. Чоловская, к.т.н., РМНТК"Нефтеотдача"
Применение термических технологий при разработке нефтяных месторождений
В тридцатых годах акад. И.М. Губкин писал, что при современных методах разработки и эксплуатации нефтяных месторождений мы можем взять не более половины , иногда не более одной трети от всего количества нефти, содержащейся в нефтеносных пластах эксплуатируемого месторождения [1].
С тех пор технология разработки нефтяных месторождений стала более совершенной - стали широко применять технологию заводнения, созданы технологии физико-химического воздействия. Тем не менее, в отношении полноты использования нефтяных ресурсов недр, которые признаны невосполнимыми, нефтяники продвинулись вперед незначительно.
Обусловлено это тем, что за прошедшее время, качество разведанных запасов нефти намного ухудшилось. Более половины вновь открываемых запасов нефти относится к так называемой категории трудноизвлекаемых, эффективная разработка которых связана со значительными трудностями технического и технологического порядка.
Одним из таких высокоэффективных методов общепризнанно считаются термические технологии, которые обладают большим потенциальным резервом в отношении увеличения нефтеотдачи.
Повышение температуры нефтепластовой системы производит радикальные изменения в ее состоянии. При этом резко увеличивается подвижность нефти в результате снижения ее вязкости; в благоприятном направлении изменяются молекулярно-поверхностные силы в системе нефть-вода-порода, происходит термическое расширение коллекторской породы и насыщающих ее жидкостей и т.д. Все это предопределяет высо-
2 і 1999
кую эффективность термических технологий в отношении увеличения нефтеотдачи.
Идея применения термических технологий при разработке нефтяных месторождений принадлежит нашей стране. Именно горный инженер А.Б. Шейнман - научный сотрудник Государственного исследовательского нефтяного института (ГИНИ) в 1932 г. впервые в мире предложил идею применения процесса внутрипластового горения для разработки и дораз-работки нефтяных месторождений [2]. После выполнения больших серий лабораторных экспериментов на крупногабаритных физических моделях (диаметром 0,5 м и длиной 1,5 - 15 м) в 1934 г. успешно были проведены промысловые эксперименты по внутри-пластовому горению на Нефтяно-Шированском месторождении Краснодарского края [3].
Исследования по разработке термических технологий в нашей стране велись преимущественно в трех направлениях : 1 - внутрипла-стовое горение, 2 - нагнетание теплоносителей и 3 - тепловая обработка призабойной зоны скважин.
Разработано много вариантов этих технологий. Классификация этих методов (во всевозможных сочетаниях с другими способами), составленная А.Б. Шейнманом, показана на рис. 1.
На сегодня имеется много объектов промышленного испытания и внедрения термических технологий в нашей стране и за рубежом. Рассмотрим кратко наиболее известные из них.
I. Технология внутрипластового горения
Процесс внутрипластового горения, как следует из самого названия, предусматривает создание
в нефтесодержащем пласте очага горения. Очаг горения создается посредством предварительного нагрева призабойной зоны нагнетательной (зажигательной) скважины, а иногда в результате самовоспламенения пластовой нефти при нагнетании воздуха за счет теплоты окислительных реакций.
Различают прямоточный и противоточный процессы. В первом случае направление движения очага горения и нагнетаемого воздуха (в общем случае окислителя) совпадают, а во втором случае они движутся навстречу друг другу.
Разработаны также варианты влажного и сверхвлажного процессов, когда к нагнетаемому окислителю добавляется некоторое незначительное количество воды (0,0015 -0,002 м3/м) для усиления конвективного теплового потока [6].
Сгорающая часть нефти варьирует в значительных пределах и в среднем составляет 10-15 % первоначально содержащейся в пласте нефти при 75-процентном исходном ее содержании.
В одной работе невозможно рассмотреть все промысловые объекты, при разработке которых применялись термические технологии. Ниже приведены только наиболее известные месторождения, применение термических технологий при разработке которых имело существенное значение.
1.1. Внутрипластовое горение на месторождении Павлова Гора Краснодарского края.
Первое крупное промышленное испытание и внедрение технологии внутрипластового горения в нашей стране осуществлено на месторождении Павлова Гора Краснодарского края (1966-1978гг.) [4, 5].
Для осуществления внутрипла-стового горения выбрали западный
153
залив 1-го майкопского горизонта (длина залежи 1000 м, ширина 850 м).
Геолого-физическая характеристика объекта:
Г лубина залегания, м 200-250 Тип коллектора песчаник
Эффективная нефтенасыщенная толщина , м 3,5 - 6
Пористость, % 28
Проницаемость, 10 мкм2 100-200 Исходная нефтенасыщенность,% 71 Пластовая температура, С 21 Плотность дегазированной нефти, г/см3 0,945
Вязкость пластовой нефти, мПа с 173 Газосодержание, м3/м3 8
Пластовое давление, начальное, МПа 15,0
Давление насыщения нефти газом , МПа 1,0
Месторождение вступило в эксплуатацию в 1957 г. Эксплуатировалось механическим способом (штанговыми глубинными насосами - ШГН). Прогнозированная нефтеотдача без искусственного воздействия 13,3 %. Попытка
применить заводнение оказалась неудачной.
Для организации внутрипла-стового горения (ВПГ) создали
Рис. 2. Схема размещения скважин на объекте внутрипластового горения месторождения Павлова Гора Краснодарского края (Западный залив 1-го майкопского горизонта
1 - изопахиты; 2 - границы опытных участков; 3 - изогипсы по кровле 1-го майкопского горизонта; 4 - линия выклинивания коллекторов; 5 - начальный внешний контур нефтеносности; 6 - начальный внутренний контур нефтеносности; 7 - нагнетательные скважины; 8,10 - эксплуатационные скважины; 9 - наблюдательные скважины; 11 - ликвидированные скважины
три пятиточечных элемента - участка (в северной части залежи) с нагнетательными (зажига-
тельными) скважинами в центре (рис.2). Расстояние между добывающей и нагнетательной скважинами около 100 м; расстояние между добывающими скважинами около 100 - 200 м (элементы неправильной формы с использованием уже имевшихся скважин).
Дебиты скважин до начала ВПГ составляли 1т/сут. Инициирование очага горения на 1-ом элементе (участке) произошло без применения нагревательных средств за счет самовозгорания нефти при нагнетании воздуха (в конце марта 1967 г.). Этот факт был зафиксирован по повышению давления нагнетания, обусловленного резким увеличением газообразных продуктов горения и изменением состава газов, выходящих из добывающих скважин.
На втором пятиточечном элементе очаг горения был создан в феврале 1969г. при помощи забойной газовой горелки производительностью около 10х10 кДж/сут. На третьем элементе (участке) очаг горения был создан
в апреле 1976г. с применением электрического забойного нагревателя мощностью около 20 кВт.
После создания в пласте внут-рипластового горения большинство добывающих скважин начало фонтанировать с дебитом 3 - 4
т/сутки ; добыча нефти увеличилась в 5 - 10 раз (по разным участкам); пластовое давление поднялось с 1,0 МПа до 1,4 МПа. Удельный расход нагнетаемого воздуха на 1 тонну добываемой нефти составил 1500 -2000 м3/т.
Вследствие слабой сцементи-рованности песчаного коллектора добыча нефти сопровождалась образованием песчаных пробок в некоторых скважинах. В них приходилось применять технологию крепления призабойной зоны коксованием.
За период проведения процесса ВПГ (1966 - 1978 гг.) добыли 47,56 тыс.т нефти , в том числе 40,76 тыс.т за счет процесса ВПГ, что составляет 57,2% суммарной добычи нефти за весь период разработки месторождения.
Экономический эффект в денежном выражении (в ценах 1978г.) составил 839,9 тыс. рублей [5].
1.2 Внутрипластовое горение на месторождении Суплакул-де-Баркеу (Румыния)
Одним из крупных объектов, разрабатываемых за рубежом по технологии ВПГ является месторождение Суплакул-де-Баркеу в Румынии [5, 7].
Геолого-физические параметры этого объекта характеризуются следующими показателями: Глубина залегания, м 50-250 Тип коллектора песчаник
Эффективная нефтенасыщенная толщина , м 10 - 40
Пористость, % 32
Проницаемость, 10 мкм2 1700 Нефтенасыщенность, % 60
Пластовая температура, С 18 Плотность нефти, г/см3 0,96 Вязкость дегазированной нефти, мПа с 2000
Как видно, продуктивный пласт залегает на незначительной глубине, хорошо проницаем, содержит высоковязкую нефть при низкой пластовой температуре, т.е. является подходящим объектом для применения технологии ВПГ.
Работы по ВПГ начали на пятиточечном участке площадью около 0,5 га квадратной формы с нагнетательной скважиной в центре. Расстояние от нагнетательной (зажигательной) до добывающих скважин 50 м, а до наблюдательных 10 - 40 м.
Для инициирования горения в пласте использовали забойный га-
зовый нагреватель производительностью около 14 х 10 кДж/сут.
Опыт по ВПГ оказался успешным. Добыча нефти, равная 29 -30 м3/сут. с участка увеличилась до 50 - 60 м3/сут. За 14 месяцев с участка площадью около 0,5 га добыто 15700 м3 нефти при удельном расходе воздуха 980 м3/м3. После расширения участка до 2 га дебит скважин через 3 месяца увеличился от 1 - 4 м3/сут. до 90 - 100 м3/сут. Некоторые скважины перешли на фонтанирование.
В дальнейшем (с 1967г.) работы по применению ВПГ расширили и в 1971 г. эта технология уже применялась на 8 участках площадью 4 га каждый. Общие запасы нефти в пласте, охваченном процессом ВПГ, составили 2,45 млн.м3; суточная закачка воздуха достигла 450 тыс. м3/сут.
В 1971 г. на девятиточечном участке испытывали вариант влажного ВПГ (ВВПГ). Воздух и воду нагнетали циклически при соотношениях времени закачки 2:1, 5:2 и 8:4. Среднее водовоздушное (объемное) соотношение поддерживали на уровне 1,5 -2,0 л/м3. При этом расход воздуха удалось уменьшить с 45 тыс. м3/сут. до 25 тыс.м3/сут.
Процесс внутрипластового горения на месторождении Супла-кул-де-Баркеу развивался успешно. По последним данным [9] на этом месторождении процессом ВПГ охвачено свыше 500 добывающих скважин, которые дают около 1400 м3/сут. нефти.
Работы по испытанию и внедрению технологии ВПГ проводятся на других объектах и в других странах [10, 11].
II. Технология нагнетания теплоносителей
При этой технологии нагревание нефтяного пласта и вытеснение нефти производится путем нагнетания рабочих агентов - теплоносителей, нагретых на поверхности или на забое скважины глубинными нагревательными устройствами. В качестве теплоносителей используют нагретые газы,
горячую воду, водяной пар, а также их комбинации (сочетания).
2.1. Нагнетание горячих газов на Нефтяно-Ширванском месторождении Краснодарского края
Первые промышленные работы по нагнетанию в пласт горячих газов были проведены под руководством и непосредственном участии А.Б. Шейнмана на центральном участке Нефтяно-Ширван-ского месторождения Краснодарского края [12].
Для этой цели был выбран участок, расположенный в средней части месторождения, эксплуатация которого была прекращена в 1923-1930 гг. Продуктивные песчаные пласты в,с,с1 (е1,е2,е3) Майкопской свиты залегали на глубине 500-550 м. Толщины пластов : в=22-50 м , с=1-6 м, с1=22-58 м. Эти пласты содержали нефть плотностью 0,830 г/см3.
Опытный участок включал 15 скважин (в том числе 2 нагнетательные N8 и N10); 9 скважин, пробуренных на пласт е1 и 6 скважин - на пласт е3. Новых скважин не бурили, использовали только ранее пробуренные.
На устье нагнетательной скважины были установлены наземные топочные агрегаты, работающие на жидком топливе. Для закачки в пласт рабочего агента использовали 2 компрессора производительностью по 30 м3/мин при давлении 0,8 МПа и 1 компрессор на 60 м3/мин при давлении 0,2 МПа.
Газы горения, получаемые в камере сгорания (в передней, входной части) агрегата, перемешивались в камере смешения топочного агрегата с подаваемым туда наружным воздухом и нагнетали в скважину по 3" насоснокомпрессорным трубам. Холодный воздух в камеру смешения подавался для того, чтобы снизить температуру получаемых газов горения до 500-600 С (на устье скважины) для предотвращения осложнений в конструкции нагнетательных скважин.
Технологические параметры процесса: количество нагнетаемых
газов 25 м3/мин (25х60х24 = 36000 нм3/сут.); давление нагнетания на устье скважины 0,5-0,55 МПа, на забое 1,7-2 МПа.
Установка по нагнетанию в пласт горячих газов была введена в эксплуатацию 2 мая 1937г. Панорамная схема участка и схема наземного топочного агрегата показаны на рис.3.
За 20 месяцев работы установки (с мая 1937 г. по декабрь 1938 г.) в пласт было закачано около 11500 тыс.нм3 горячих газов, что составляет примерно 20 поровых объемов разрабатываемого участка.
Некоторые показатели работы установки приведены на рис. 4. За счет процесса нагнетания горячих газов было добыто около 18 тыс. тонн нефти, 11 млн. нм3 газа и более 200 тыс. литров бензина.
Таким образом, посредством термического воздействия была омоложена совершенно заброшенная, полностью истощенная другими способами эксплуатации нефтяная залежь.
Результаты этих работ были положительно оценены руково-
дством нефтедобывающей отрасли и было предусмотрено дальнейшее внедрение метода в более широких масштабах.
2.2. Нагнетание горячей воды на месторождении Шонебек (Нидерланды)
Успешные работы по нагнетанию в пласт горячей воды были осуществлены на месторождении Шонебек в Нидерландах [8,13].
Это месторождение расположено вблизи границы с Германией (частично заходит на ее территорию, рис. 5). Нефтеносный пласт - несцементированный песчаник. Большой разлом разделяет юго-западную область месторождения, где преобладает режим растворенного газа, от основной северо-
восточной части, где преобладает водонапорный (малоактивный) режим . Именно в этой части сосредоточены основные запасы нефти 70 %.
Геолого-физические параметры этого объекта характеризуются следующими показателями:
Глубина залегания, м 850
Угол падения (с юга на север), градусы 10
Толщина пласта, м 18
Пористость, % 33
Проницаемость, мкм2 1 -5
Пластовая температура, С 38 Плотность нефти при Т пласт, г/см3 0,89
Вязкость нефти при Т пласт, мПа с
175
Пластовое давление, МПа: в зоне с режимом раств. газа 1,0-3,0
в зоне с водонапорным режимом 6,0-8,5
По прогнозным расчетам ожидаемая нефтеотдача для зоны с режимом растворенного газа оценивалась в 6%, а для зоны с водонапорным режимом - 15-20%.
Первый участок по нагнетанию горячей воды площадью 550 м х 550 м включал 2 нагнетательные скважины (ИЖ1), расположенные
друг от друга на расстоянии - 400 м в северной части участка и 7 добывающих скважин, где ранее применяли заводнение в течение 5 лет (до конца 1956 г.) в пласт через скважину 243 (СЖ1) закачивали холодную воду. В начале 1956 г. добывающие скважины 132 и 142, имеющие большую обводненность, переключили на закачку 500-800 м3/сутки горячей воды с температурой около 200 С. Вплоть до 1963 года закачку воды на объекте поддерживали примерно равной отбору нефти. Однако, в 1964 году и далее добыча нефти на участке горячей воды примерно на 75% начала превышать закачку.
Затем в течение с 1963г. по 1973 г. было введено под закачку горячей воды еще 7 участков и общий объем закачиваемого теплоносителя возрос до 15 тыс. м3/сутки.
За счет применения технологии закачки горячей воды на северовосточной (основной части) месторождения ожидается увеличение нефтеотдачи на 26%.
2.3. Термозаводнение при разработке месторождения Узень (Республика Казахстан)
Широкомасштабное промышленное применение технология нагнетания теплоносителей (в данном случае горячей воды) получила на месторождении Узень полуострова Мангышлак (Республика Казахстан). В таких крупных масштабах горячее заводнение (термозаводнение) осуществлялось в мире впервые [15,16].
Месторождение Узень было открыто в 1961 году. Месторождение многопластовое, около 25 продуктивных горизонтов, имеет весьма сложное строение. Основные промышленные запасы нефти сосредоточены в ХШ-ХУШ горизонтах юрского возраста и залегают на глубине 1080-1370 м. Эти горизонты общей толщиной 300350 м представлены чередованием песчано-алевролитовых и глинистых пород. Эффективная нефтенасыщенная толщина этих горизонтов изменяется от 13 до 55 м; каждый горизонт включает от 2 до 11
продуктивных пластов; средняя пористость (по кернам) 27-32%, средняя проницаемость (по кернам) 0,118-0,341 мкм2; давление насыщения 9-10 МПа.
Резкая неоднородность и сложность строения продуктивных пластов, высокое содержание парафина в нефти (до 22-29% по массе), близость температуры его кристаллизации (57-60 С) к начальной пластовой температуре (60-65 С) создали исключительно сложные условия разработки.
Несмотря на малую вязкость (3,6-4,2 мПа с) и плотность пластовых нефтей (0,745- 0, 770 г/см3), температура их застывания была высокой - около 30 С. При 30-32 С нефть превращалась в структуированную массу, а при 12-15 С - в битум.
Месторождение Узень ввели в разработку в 1964-1968 гг. с применением метода заводнения. В таких сложных условиях нагнетание "холодной" воды (12-18 С) для
поддержания пластового давления даже при невысокой вязкости нефти (3,6-4,2 мПа с) не могло дать хороших результатов в отношении как отборов нефти, так и охвата пласта процессом. Уже через 3-4 года 60% скважин работали с водой.
После успешных опытов по нагнетанию горячей воды в скв. 705, XIII горизонта в июле 1970 г. приступили к первому в нашей стране нагнетанию горячей воды в скважины второго разрезающего ряда, вскрывшие горизонты ХШ,Х1У, XV, и ХУ1. Первоначально горячая вода 75-85 С нагнеталась в 13 скважин , в последующем в 24 и затем в 52 скважины.
В 1981 году на закачку горячей воды перешли в третьем центральном нагнетательном ряду. Полный перевод месторождения на закачку горячей воды провели в мае 1983 г.
Представляет интерес реакция пластовой нефти (горизонтов ХШ - ХУШ) на подогрев закачиваемой воды. На рис. 6 приведены осред-ненные показатели содержания парафина в добываемой нефти.
В первые годы разработки в связи с изменением термобарических условий, по - видимому, происходило выпадение парафина в пласте и снижение его в добываемой нефти. Начиная с 1971 г. (т.е. с начала влияния закачки горячей воды), наблюдалось постепенное увеличение парафина в добываемой нефти и к началу 1984г. его содержание практически достигло первоначальной величины.
Нагнетание горячей воды (7090 °С на устье) продолжалось вплоть до 1993г., когда начали перевод скважин на закачку холодной воды по сообра2жениям ре-сурсо- и энергосбережений. В период 1988-1994 гг. в пласты закачивали 34,5-37,3 млн. м3/год воды. (В 1993 году закачка горячей воды составляла уже всего 8% от общего объема закачки).
Дополнительная добыча нефти за счет технологии термозаводнения составила 990 тыс. тонн, а годовой экономический эффект -12,6 млн. рублей.
Успешные работы по нагнетанию в пласт теплоносителя , в частности, по технологии создания в пласте оторочки водяного пара с последующей закачкой необработанной ("холодной") воды проведены на месторождении Оха (о. Сахалин), Кенкияк (Республика Казахстан) и других объектов.
За период 1968-1977 гг. технологический эффект от внедрения метода нагнетания пара в сочетании с заводнением по месторождению Оха в целом составил 1,36 млн.тонн, а экономический эффект - 32,3 млн.рублей [17].
III. Технология тепловой обработки призабойной зоны скважин
Наиболее ответственной и уязвимой частью продуктивного нефтяного пласта является зона, непосредственно примыкающая к забою скважин. Именно в этой части пласта происходит резкое изменение давления (особенно при добыче нефтей повышенной вязкости) , а также и температуры в случае нагнетания в пласт "холодной" (необработанной) воды. Резкое изменение термобарических условий нередко сопровождается изменением фазового состояния и выделением из нефти асфальто-смоло-парафиновых отложений, отрицательно отражающихся на дебитности добывающих скважин.
Одной из высокоэффективных технологий для увеличения дебитов скважин с нефтями повышенной вязкости и с повышенным со-
держанием асфальто-смоло-пара-финовых веществ является тепловое воздействие на призабойную зону.
В нефтепромысловой практике применяют электротепловую и паротепловую обработки скважин.
Разработана и широко применялась технология электротепло-вой обработки скважин, для которой созданы глубинные электрические нагреватели и передвижные установки (СУЭПС-1200)
(рис. 7). Высокая эффективность этой технологии показана при широких опытно-промышленных испытаниях и внедрении в геологофизических условиях разных месторождений и нефтедобывающих объединений (табл. 3.1).
В последние годы широкое применение получила паротепловая обработка скважин - ПТОС. При этой технологии имеется возможность ввести в пласт большое
количество тепловой энергии, закачивая за одну операцию сотни тонн водяного пара.
Операцию паротепловой обработки (как и электротепловую) можно повторять несколько раз по мере окончания эффекта увеличения дебитов скважин от предыдущей операции. Поэтому технологию с нагнетанием в скважину водяного пара называют еще циклическим, имея в виду возможность реализации нескольких циклов нагнетания пара и добычи нефти.
Для производства и нагнетания пара применяются специальные парогенераторные установки, смонтированные на "санях" или стационарно.
Технологию ПТОС успешно применяют в нашей стране (в Краснодарском крае, на о. Сахалин, Республике Коми), в странах СНГ (Казахстан, Узбекистан) и за рубежом (США, Венесуэла, Китай и др.). В табл. 3.2 приведены некоторые данные об эффективности применения технологии ПТОС в Краснодарском крае, а в табл. 3.3
- в США. Широкое применение этой технологии свидетельствует о ее высокой технологической и экономической эффективности.
IV. Термошахтная технология разработки нефтяных месторождений
Классическим примером применения этой технологии является термошахтная разработка Ярег-ского месторождения высоковязкой нефти, которое находится в 18 км юго-западнее от г. Ухты [19].
Месторождение открыто в 1932 г.; его размеры 36 х 4-6 км. Продуктивный пласт представлен отложениями верхнего и среднего девона. Коллектор нефти - слабо-сцементированный песчаник, состоящий из кварцевых и полевошпатовых зерен. Пласт разбит крутопадающими (60-80) нарушениями на множество блоков разных форм и размеров.
Основной промышленно-нефтеносный объект - Ш-ий пласт, который характеризуется следующими геолого-физическими параметрами:
Глубина залегания, м 130-220 Нефтенасыщенная толщина (средняя), м (в своде складки до 46 м) 26 Пористость, % 26
Проницаемость, мкм2 2
Пластовая температура, С 6-8 Плотность пластовой нефти, г/см3
0,945
Вязкость пластовой нефти, мПа с
15300
Пластовое давление, начальное, МПа 1,0-1,3
Пластовое давление, текущее, МПа 0,2
Начальная нефтенасыщенность, % 87
Газовый фактор, начальный, м3/т 45
Качество нефти : тип - нафте-но-ароматический; содержание серы 0,98-1,9 (0,51-2% - сернистая); содержание силикагеливых смол до 22% (высокосмолистая - выше 15 %); содержание асфальтенов до 3%.
С увеличением температуры вязкость нефти резко снижается -при 100 С - 29 мПа с (рис.8) . До 200 С выкипание легких фракций не наблюдается. Нижняя часть III -го пласта на большой площади месторождения содержит малоактивную воду. Основной источник пластовой энергии - режим растворенного газа с переходом на гравитационный.
Месторождение начали разрабатывать в 1935 г. скважинным методом густой сеткой скважин (70100 м), КИН =0,0197. В 1937 году начали применять шахтный метод; КИН удалось повысить до 6,2 %.
Термошахтную технологию начали внедрять с 1972 г. Применяли несколько вариантов термошахтной технологии; предпочтение отдается двухгоризонтной системе (рис.9), т.е. путем создания двух систем горных выработок: одна расположена над продуктивным горизонтом на 10-13 м
выше кровли и состоит из полевых штреков, из которых бурятся паронагнетательные скважины (вертикальные и наклонные). Другая система штреков располагается в нижней части продуктивного пласта и имеет кольцевой вид, откуда бурятся горизонтальные и поло-говосстающие дбы-вающие скважины.
Закачка пара в пласт, таким образом, производится по нагнетательным скважинам с над-пластового горизонта , расположенного, как указывалось, (на 1013 м), а отбор нефти осуществляется из пологовосходящих добывающих скважин длиной до 300 м, пробуренных из расположенной в нижней части продуктивного пласта галереи.
Пар производится в расположенных на поверхности парогенераторных установках и по трубопроводу подается в распределительный узел, а оттуда - в нагнетательные скважины. Всего с начала
применения термошахтной технологии на Ярегском месторождении (т.е. с 1972 г.) добыто более 9 млн. тонн нефти (на 01.01.95) при паронефтяном факторе 2,7 т/т. Это очень хороший показатель для технологической эффективности процесса. Коэффициент нефтеотдачи на отработанных площадях в среднем достиг 0,45, а на отдельных блоках превысил даже 0,60.
Разработаны комбинированные варианты термошахтной технологии, предусматривающие сочетание закачку пара с добавлением химреагентов и др.
В одной работе невозможно всесторонне рассмотреть все объекты, при разработке которых применяются термические технологии в России и за рубежом. Некоторое общее представление о масштабах применения термических технологий можно получить из таблиц 4.1, 4.2, 4.3, взятых из работы [10].
По данным журнала Oil and Gas от 15 апреля 1996 г. годовая добыча нефти термическими технологиями (методами) равна 75,6 млн. м3/год, что составляет 59 % всей мировой добычи нефти новыми методами (технологиями) [9].
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Губкин И.М. Подземная газификация нефтяных пластов и термический способ добычи нефти / Избранные сочинения, том II. - М.: Изд-во АН СССР, 1953. -С. 444-445.
2. Шейнман А.Б., Дубровай К.К. Подземная газификация нефтяных пластов и термический способ добычи нефти. Москва - Грозный - Ленинград: ОНТИ НКТП, 1934. - 95 с.
3. Опыты по подземной газификации нефтяных пластов в природных условиях / Шейнман А.Б., Дубровай К.К., Сорокин Н.А., Чарыгин М.М., Закс С.Л., Зинченко К.Е. // Нефтяное хозяйство.- 1935.-N4.-C48-61.
4. Шейнман А.Б. , Малофеев Г.Е. , Сергеев А.И. Воздействие на пласт теплом при добычи нефти. М.: Недра, 1969.-256 с.
5. Амелин И.Д. Внутрипластовое горение. М.: Недра, 1980.-231 с.
6. Внутрипластовое горение с заводнением / Боксерман А.А., Желтов Ю. П., Жданов С. А. и др. // Тр. ин-та ВНИИ.- Вып. LVIII. -М. : Недра, 1974.
- 168 с.
7. Кошко И.И. Опыт применения внутрипластового горения для добычи нефти в Румынии // Нефтяное хозяйство. - 1971. - N2.-Q64-67.
8. Бурже Ж., Сурно П., Комбрану М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов : Пер. с франц. под общей редакц. к.т.н. В.Ю. Фила-новского и д.т.н. Э.Э. Шпильрайна.-М.: Недра, 1988.- 424 с.
9. New tecnology, improved
economics boost EOR hopes // Oil and Gas Joumal.-1996.-VoL94.-No 16.-
Apr.15.-P.39-61.
10. Термические методы добычи нефти в России и за рубежом / Байбаков Н.К., Гарушев А.Р., Антониади Д.Г., Ишханов В.Г. -М.: ВНИИОЭНГ, 1995г.-181 с.
11. Опыт создания внутрипласто-вого движущегося очага горения на месторождениях США. / Обзоры за-
рубежной литературы / М.: ВНИИОЭНГ, 1969.-83с.
12. Шейнман А.Б., Закс С.Л. Опыт работы промышленной установки "Подземгаза" в Майнефти // Нефтяное хозяйство.-1939.-Т8.-С.12-20.
13. Рефераты докладов, прочитанных на VII Всемирном конгрессе нефтяников в г. Мексико, 1967г. - М.: ВНИИОЭНГ, 1968. - 84 с.
14. Spillete A.G., Nielsen R.L.
Two - dimensional method for
predicting hot waterflood recovery behavior / Journal of Petroleum
Technology.-1968.-vol.20.-N6.-P.627-638.
15. Алишаев М.Г., Розенберг М.Д., Теслюк Е.В. Неизотермическая фильтрация при разработке нефтяных месторождений.-М.: Недра, 1985.-272 с.
16. Физические основы и способы разработки месторождений парафи-нистых нефтей / Сафронов С.В., Кильдибекова Л.И., Федорова Н.Д. и др. // Тр. ин-та "Научно-исследоват. и констр. деятельность ВНИИ за 50 лет (1943-1993 гг.)".- М.-1993.-С.134-151.
17. Анализ промышленной разработки месторождения Оха тепловыми методами (Боксерман А. А., Подкин А. А. Раковский Н.Л. и др.). Обзорная информация.-М.: ВНИИОЭНГ, 1979.-48 с.
18. Применение термических методов воздействия на пласт / Малофеев Г.Е. - Обзор зарубежной литературы.- М.: ВНИИОЭНГ, 1965.-108 с.
19. Тюнькин Б.А., Коноплев Ю.П. Опыт подземной разработки нефтяных месторождений и основные направления развития термошахтного способа добычи нефти.- Ухта, Пе-чорНИПИнефть,1966.-160 с.
© Ю.В. Желтов, Г.Е. Малофеев, И.Д. Чоловская
Таблица 3.1
Показатели эффективности электротепловой обработки скважин
Таблица 3.2
Влияние числа циклов на показатели ПТОС (на месторождениях Краснодарского края)
Данные об эффективности применения ПТОС на некоторых месторождениях США
Таблица 3.3
