7. Разработка технологий теплового воздействия на газовые гидраты месторождения Маллик (Канада)

7.1. Схема разработки месторождения вертикальными скважинами

Приток газа из газогидратного интер­вала инициировали путем понижения дав­ления и теплового воздействия.

Снижение забойного давления осуще­ствляли специальным динамическим прибором – пластоиспытателем, спус­каемым на геофизическом кабеле в район перфорации скважин, ограниченный двойным пакером (рис. 7.1 а). Диссоци­ированный газ гидратного пласта отка­чивали через впускной клапан.

Тепловое воздействие осуществляли путем циркуляции в вертикальной сква­жине горячей воды (90 °С) в 13-метро­вом перфорированном интервале гидрат­ного пласта. Принципиальная конструк­тивная схема забойной части скважины и движения теплоносителя приведена на рис.7.1 б.

Характерно, что зона диссоциации гидратов, зафиксированная геофизичекими методами, составляла всего лишь 30-45 см.

Оба эксперимента выявили недостатки использования вертикальных скважин для сколько-нибудь значительного извлечения диссоциированного газа. Так, при тепловом воздействии в течение 5 сут было извлечено всего лишь 500 м³ газа .

7.2. Нетрадиционная термическая технология добычи трудноизвлекаемых тяжелых нефтей

Имеется целая группа видов и ис­точников углеводородного сырья, для которых критериями отнесе­ния их к нетрадиционным являются не столько экономические, сколько техноло­гические и геологические параметры. Среди трудноизвлекаемых топлив также выделяются газогидратные месторождения.

Особое место в ряду термических методов занимает метод внутрипластового горения. В основу ВДОГ (внутрипластовый движущийся очаг

Рис. 7.1. Принципиальные схемы забойной части экспериментальных скважин в исследованиях на месторождении Маллик: а – снижение забойного давления с помощью пластоиспытателя MDT; б – повышение температуры с помощью циркуляции горячей воды

горения) 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. ВДОГ применяется с 50-х гг. XX в. в основном на месторождениях тяжелой нефти. Чаще всего нефть вытесняется от нагнетательной скважины к призабойной зоне дру­гой эксплуатационной скважины. Иног­да этот метод применяется для периодического теплового воздействия на прискважинную область, при этом периоды горения чередуются с периодами нефтедобычи. Метод ВДОГ позволяет избавиться от тепловых потерь в скважинах при нагнетании горячих теплоносителей. Теплота горения используется для повышения температуры коллектора и нефти, часть энергии рассеивается в окружающие породы.

Применяются два варианта ВДОГ. В первом из них горение инициируется в при­забойной зоне нагнетательной скважины, во втором - эксплуатационной (добычной) скважины. Первый метод называется пря­моточным, и фронт горения перемещает­ся в направлении эксплуатационных скважин. Второй метод называется противоточным, и фронт горения перемещается от воспламененной зоны эксплуатацион­ной скважины к нагнетательной скважи­не, т. е. в направлении противоположном направлению вытеснения нефти. Область применения противоточного метода более ограничена, чем прямоточного.

Особенности и недостатки традицион­ных методов прямоточного и противоточ­ного ВДОГ обусловили поиски более со­вершённых и эффективных технологий. Ниже изложены основные инженерные решения новой технологии термическо­го воздействия на нефтеносный пласт.

Главным преимуществом новой технологии является организация ВДОГ в высокопроницаемом коллекторе-канале (комбинации горизонтальных и верти­кальных скважин) по проточной гидро­динамической схеме. Это обусловит ми­нимизацию энергетических затрат на сжатие воздуха, интенсивный прогрев продуктивного пласта и возможность управления направлением и скоростью движения очага горения.

Данная технология основана на созда­нии в нефтеносном пласте протяженно­го бурового канала, воспламенении неф­тепродукта в нем, огневой проработке бурового канала с образованием по всей его длине воспламененной поверхнос­ти. Нагнетание воздуха в подобный ка­нал возможно как по прямоточной схе­ме, так и по противоточной, в которой воздух поступает в канал с одного кон­ца, а продукты горения и термического разложения нефти извлекаются с про­тивоположного его конца.

На рис. 7.2 приведена принципиальная схема основного модуля новой технологии ВДОГ. На нефтяной пласт 1 бурится вертикально-горизонтальная скважина 2 с рабочей частью 4 в продуктивном пла­сте. На конец скважины 2 бурится спе­циальная вертикальная скважина 3. Сква­жины 2 и 3 соединяют, как правило, ме­тодом гидроразрыва согласно известной технологии. После промывки щели гидроразрыва в скважине 3 разжигают неф­теносный пласт при закрытой скважине 2, затем дутье переводят в скважину 2, а скважину 3 постепенно открывают в ат­мосферу. Очаг горения начинает пере­мещаться по буровому каналу 4 навстречу нагнетаемому дутью. Такой термически проработанный кол­лектор является хорошей дреной в неф­теносном пласте, отличающейся разви­той и обожженной поверхностью. Для более интенсивного прогрева пласта обе скважины 2 и 3 могут быть нагнетатель­ными, при этом большая величина по­верхности фильтрации обеспечит низкое значение давления и большой расход на­гнетаемого воздуха. Вслед за нагнетательной стадией сле­дует стадия извлечения нефтепродуктов. Продолжительность обеих стадий (теп­ловое воздействие и извлечение нефти) обусловлена теплофизическими парамет­рами нефтеносного пласта и может раз­личаться.

Рис. 7.2. Принципиальная схема модуля нового термического метода извлечения углеводород­ного сырья:

1 - углеводородный пласт; 2 - вертикаль­но-горизонтальная скважина; 3 - верти­кальная скважина; 4 – горизонтальный буровой канал

Для большого охвата нефте­носного пласта (термической обработ­ки) модуль (рис. 7.2) может соединяться в различные сочетания.

Теплофизические особенности процесса термической добычи нефти показаны на рис. 7.3.

Р ис. 7.3. Схема теплового воздействия на пласт вязкой нефти: 1 - нагнетательный модуль; 2 - вы­жженная зона; 3 - фронт горения; 4 -зона пара; 5 - горячая вода и легкие углеводороды; 6 - вал нефти;

7 - неф­теносный пласт; 8 - добычный модуль

От нагнетательного модуля 1 до фронта горения простирается выжженная зона 2, в которой нагнетаемый воздух нагревается перед поступлением в узкую зону горения 3. Температура в зоне горения превышает 800 °С, что обусловливает ис­парение воды и легких нефтяных фракций. В зоне испарения 4 температура резко сни­жается, конденсирующиеся горячая вода и легкие углеводороды увлекаются воздуш­ным потоком, а в зоне испарения остают­ся только тяжелые углеводороды. Вода и легкие углеводороды 5 движутся по плас­ту и, подобно поршню, гонят перед собой вал нефти 6, поступающий в добывающий (эксплуатационный) модуль 8.

Новая технология термической добычи нефти, прежде всего, рассчитана на вы­соковязкие нефти и разновидности при­родных битумов, добыча которых другими способами чрезвычайно затруднена. Варианты компоновки термически под­готовленных горизонтальных буровых ка­налов могут быть различными. Разумным представляется параллельное располо­жение модулей. Последовательное че­редование нагнетательных и добычных модулей, а также их цикличность в экс­плуатации обеспечивают широкий охват нефтяной залежи.

Таким образом, термическое воздей­ствие на пласты углеводородного сырья через горизонтальные буровые каналы включает два самостоятельных этапа:

• термическую подготовку бурового ка­нала, заметно повышающую его дрени­рующую способность;

• технологическое использование систе­мы подготовленных параллельных кол­лекторов для интенсивного нагнетания в пласт теплоносителя и извлечения угле­водородного сырья.

Новая тер­мическая технология применима также для залежей различных углеводородов, отли­чающихся как по физическим свойствам последних, так и по горно-геологическим условиям залегания пластов топлива (лег­кие и средние нефти, газовый конденсат и др.). Вероятно, необходима будет кор­ректировка технологии его регламента, но задача увеличения углеводородоотдачи видится вполне реальной.