Паро-циклическая обработка скважины Cyclic Steam Stimulation (CSS) или huff-and-puff method

Описание метода

Одиночная вертикальная скважина служит как для нагнетания пара в пласт, так и для добычи нагретой нефти. Метод проходит циклами и каждый цикл состоит из 3-х этапов.

  • Этап 1. В добывающую скважину в течение одной-трёх недель закачивается пар в объеме 30-100 т на один метр эффективной нефтенасыщенной толщины пласта (обычно 5000 - 20000 баррелей CWE (cool water equivalent - эквивалент холодной воды) пара). При этом происходит нагревание скелета пласта, содержащейся в нем нефти, температурное расширение всех компонентов, повышение давления в призабойной зоне. Объём закачиваемого пара должен быть тем больше, чем больше вязкость нефти в пластовых условиях и чем меньше давление в пласте.
  • Этап 2. После закачки пара скважину закрывают на «паропропитку» (1-4 суток, иногда больше, в зависимости от характеристик пласта) и выдерживают для конденсации пара и перераспределения насыщенности в пласте. В этот период происходит выравнивание температуры между паром, породами пласта и насыщающих его флюидов. При снижении давления в зону конденсации устремляется оттесненная от призабойной зоны пласта нефть, ставшая более подвижной в результате уменьшения вязкости при прогреве. В период конденсации пара происходит и капиллярная пропитка – в низкопроницаемых зонах нефть заменяется водой.
  • Этап 3. После выдержки скважину пускают на режим отбора продукции, при котором эксплуатацию ведут до предельного рентабельного дебита. По мере остывания прогретой зоны пласта в процессе эксплуатации дебит скважины постепенно уменьшается. Этот процесс сопровождается уменьшением объёма горячего конденсата, что приводит к снижению давления в зоне, ранее занятой паром. Возникающая при этом депрессия является дополнительным фактором, способствующим притоку нефти в эту зону.

Эти операции (этапы) составляют один цикл. Фазы каждого цикла, а также объемы закачки пара (на 1 м эффективной толщины пласта) – величины непостоянные и могут меняться от цикла к циклу для получения максимального эффекта.

Добыча с повышенным дебитом может длиться от 4 до 6 месяцев. Цикл повторяется всякий раз, когда уровень добычи падает. На старых месторождениях один цикл может проводиться в течение > 24 месяцев.

Существенным экономическим показателем эффективности пароциклического воздействия является паронефтяной фактор, величина которого не должна превышать 2 т/т.

Условия применимости метода CSS

Реакция пласта на циклическую закачку пара (CSS) в значительной степени зависит от коллектора.

  • В толстых крутопадающих пластах, где преобладающим механизмом вытеснения нефти является гравитационное дренирование, может быть осуществлено 10 циклов и более. В пологих пластах, где добыча осуществляется на режиме растворенного газа, пластовая энергия быстро истощается, ограничивая число циклов обработки паром до 3-5.
  • Нефтенасыщенная толщина пласта не должна быть менее 6-10 м. При меньшей толщине процесс вытеснения нефти паром становится неэкономичным из-за больших потерь теплоты через кровлю и подошву залежи.
  • Глубина залегания пласта не должна превышать 1200 (1700) м из-за потерь теплоты в стволе скважины, которые примерно достигают 3% на каждые 100 м глубины, и технических трудностей обеспечения прочности колонн. Эту глубины можно увеличить, используя спускаемые в скважины парогенераторы. Минимальная глубина зависит от давления гидроразрыва перекрывающей породы.
  • Проницаемость пласта не должна быть менее 0,1 мкм2, а темп вытеснения нефти должен быть достаточно высоким для уменьшения потерь теплоты в кровлю и подошву залежи.

Обзор параметров применяемого парового оборудования для метода CSS

Режим работы парогенератора периодический с переездами со скважины на скважину, рабочее давление закачки около или больше начального пластового, расход относительно SAGD небольшой: ~ 10 т/час.

Основные характеристики метода CSS на примере Битуминозного пояса Ориноко (Венесуэла):

  • Объём нагнетания: 5-10 метрических тонн/скважину/цикл;
  • Скорость нагнетания: 250 тонн в сутки = 10,4 т/ч;
  • Температура нагнетания: 300 °С;
  • Давление нагнетания: 1500 фунтов/кв. дюйм;
  • Продолжительность выдержки: 15-30 суток.

Цикл повторяется, когда дебит скважины опускается ниже 100 баррелей/сутки.

Ожидаемый дебит после нагнетания: 1200 баррелей/сутки.

Преимущества и недостатки метода CSS

  • Преимущества CSS
    • Требуется 1 ствол скважины, что сокращает капитальные вложения;
    • Подходит для более тонких переслаивающихся пластов, которые не подходят для использования технологии SAGD;
    • Часто используется при кустовом бурении
  • Недостатки CSS
    • Более низкие уровни добычи по сравнению с технологией SAGD;
    • Прерывистый режим добычи.

Промышленные парогенераторы UNISTEAM™ незаменимы в процессах пароциклической обработки скважины.