Паротепловое воздействие на пласт кратко

Обновлено: 30.06.2024

При закачке пара в нефтяной пласт используют насыщенный влажный
пар, представляющий собой смесь пара и горячего конденсата. Степень
сухости закачиваемого в пласт пара находится в пределах 0,3-0,8. Чем
выше степень сухости пара, равная отношению массы пар к массе
горячей воды при одинаковом давлении и температуре, тем больше у
него теплосодержание по сравнению с горячей водой.
Процесс распространения тепла в пласте и вытеснение нефти при
нагнетании в пласт водяного пара является более сложным, чем при
нагнетании горячей воды.

При паротепловом воздействии (ПТВ) в пласте образуются три
характерные зоны:
зона вытеснения нефти паром;
зона горячего конденсата, где реализуется механизм вытеснения
нефти водой в неизотермических условиях
зона, не охваченная тепловым воздействием, где происходит
вытеснение нефти водой пластовой температуры.
Указанные зоны различаются по температуре, распределению
насыщенности жидкости и механизму вытеснения нефти из
пласта. Процессы, происходящие в каждой из этих зон,
испытывают взаимное влияние.

7. Структура паротеплового воздействия

Нагрев пласта вначале происходит за счет теплоты прогрева. При этом
температура нагнетаемого перегретого пара вблизи нагнетательной
скважины снижается (в зоне 1) до температуры насыщенного пара (т.е.
до точки кипения воды при пластовом давлении).
На прогрев пласта (в зоне 2) расходуется скрытая теплота
парообразования и далее пар конденсируется. В этой зоне температура
пароводяной смеси и пласта будут приблизительно постоянны и равны
температуре насыщенного пара (зависящей от давления Основным
фактором увеличения нефтеотдачи здесь является испарение
(дистилляция) легких фракций остаточной нефти, образованной после
вытеснения горячей водой.
В зоне 3 пласт нагревается за счет теплоты горячей воды (конденсата)
до тех пор, пока температура ее не упадет до начальной температуры
пласта.
В зоне 4 температура пласта снижается до начальной.

С повышением температуры вязкость нефти, ее плотность и
межфазовое отношение понижаются, а упругость паров
повышается, что благоприятно влияет на нефтеотдачу.
Увеличению нефтеотдачи также способствуют процессы
испарения углеводородов за счет снижения их парциального
давления. Снижение парциального давления связано с наличием в
зоне испарения паров воды.
Из остаточной нефти испаряются легкие компоненты и
переносятся к передней границе паровой зоны, где они снова
конденсируются и растворяются в нефтяном валу, образуя
оторочку растворителя, которая обеспечивает дополнительное
увеличение нефти.

10. Эффект паротеплового воздействия

Влияние различных факторов па нефтеотдачу при
вытеснении нефти паром оценивается за счет:
снижения вязкости нефти – до 30%;
эффекта термического расширения – до 8%;
эффекта дистилляции – до 9%;
эффекта газонапорного режима – до7%;
эффекта увеличения подвижности – до 10%.

Процесс вытеснения нефти паром предусматривает непрерывное
нагнетание пара в пласт. По мере продвижения через пласт пар
нагревает породу и содержащуюся в нем нефть и вытесняет ее по
направлению к добывающим скважинам.
Поэтому даже без тепловых потерь при движении теплоносителя по
стволу скважины и в кровлю-подошву пласта фронт распространения
температуры отстает от фронта вытеснения нефти.

Существуют различные технологические схемы ввода в пласт
теплоносителя (пара) для подогрева пласта и содержащихся в
нем флюидов:
циклическая
блочно-циклическая
импульсно-дозированная
площадная
рядная

С целью повышения эффективности процесса и рационального
использования внесенного в пласт тепла, после создания тепловой
оторочки, составляющей 0,6-0,8 порового объема пласта, эту
оторочку продвигают к забоям добывающих скважин ненагретой
водой путем закачки ее в те же нагнетательные скважины.
Данная технология получила название метода тепловых
оторочек.

При сжигании 1 т нефти в
парогенераторах можно получить 1315 т пара, поэтому при рентабельной
технологии удельный расход пара на
дополнительную добычу нефти не
может быть больше 13-15 т.
Если учесть затраты на
приготовление и закачку пара,
составляющие 30-35% от общих
расходов, то получится, что при
эффективном процессе расход пара
на добычу одной тонны
дополнительной нефти должен быть
не более 3-6 тонн.

В процессе вытеснения нефти паром пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкости через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности.

Увеличение нефтеотдачи пласта в процессе нагнетания в него пара достигается за счет снижения вязкости нефти под воздействием температур, а также за счет расширения нефти, перегонки ее с паром и экстрагирования растворителем, что повышает коэффициент вытеснения.

Для проведения работ выбирают нефтяные пласты с достаточно большой толщиной (15 м и более), вскрывают их в нагнетательных скважинах в средней части, системы размещения скважин принимают площадные с плотностью сетки от 1-2 до 4-8 га/скв. В воде, питающей парогенератор должно содержаться менее 0,005 мг/л твердых взвешенных частиц полностью должны отсутствовать органические вещества и растворенный газ (особенно кислород).

Основное ограничение на применение метода - глубина не более 800 - 1000 м, цементация колонны должна осуществляться до самого устья скважины.

В определенных физико-геологических условиях (особенно с ростом глубин залегания пластов и повышением давления нагнетания теплоносителей) технологически и экономически целесообразно нагнетать в пласт высокотемпературную воду (до 200 о С).

Закачка горячей воды в пласт обязательна при внутриконтурном заводнении месторождений, нефти которых высокопарафинистые и пластовая температура близка к температуре начала кристаллизации парафина. Закачка горячей воды приводит к значительному увеличению коэффициента охвата пласта воздействием, как по толщине, так и по простиранию в основном из-за резкого снижения вязкости пластовой нефти при повышении температуры.

Закачка горячей воды приводит к значительному увеличению коэффициента охвата пласта воздействием, как по толщине, так и по простиранию в основном из-за резкого снижения вязкости пластовой нефти при повышении температуры. Этот эффект проявляется тем отчетливее, чем выше вязкость нефти при начальной пластовой температуре. При контакте с ненагретым пластом и насыщающей его нефтью горячая вода охлаждается. При установившемся движении в пласте выделяется две зоны-вытеснения нефти горячей и холодной водой. Кроме того, увеличение температуры приводит к расширению породы-коллектора и насыщающей его жидкости, что сказывается на снижении массы нефти (при условии постоянной насыщенности), содержащейся в пласте. Во второй зоне происходит вытеснение нефти обычной холодной водой, температура которой равна температуре пласта. Изменение нефтенасыщенности происходит по тому же механизму, что и при обычном заводнении.

Размеры зон прогрева и последующего охлаждения определяются специальными термогидродинамическими расчетами, а также путем проведения специальных геофизических (термометрических) исследований. .

Анализ многочисленных проектов с нагнетанием пара показал, что технология длительной прокачки паровой оторочки холодной водой приводит к значительному охлаждению пласта. Последнее сопровождается падением пластового давления и фильтрацией в эту зону разогретой нефти(рис.26).Технология попеременной закачки пара и воды более эффективна в силу оптимального и равномерного прогрева пласта, а также из-за снижения интенсивности продвижения по высокопроницаемым частям пласта языков пара.

Рис.26 Паротепловое воздействие

Нагнетание пара в залежи, содержащие легкую нефть, в целом характеризуется более низкой экономической эффективностью. С ужесточением стандартов на предельно допустимые концентрации (ПДК) загрязнения воздуха и воды следует ожидать сокращения использования в качестве топлива для подогрева воды угля и нефти, а требование экологической чистоты проектов будет определяющим. При паротепловом воздействии на пласт образуются три характерные зоны. В первой зоне значение температуры практически не меняется, и только на границе со второй зоной происходит ее некоторое снижение. В этой зоне существует три фазы: вода, смесь жидких УВ и газ. Нефтенасыщенность изменяется как за счет процессов вытеснения, так и за счет испарения легких фракций нефти. Вторую зону обычно называют зоной конденсации. При контакте с ненагретой частью пласта и нефтью пары воды и легкие УВ конденсируются. Это приводит к увеличению водонасыщенности пласта и изменению (уменьшению) вязкости нефти. В третьей зоне происходят такие же процессы, что и при вытеснении горячей водой, однако скорость вытеснения нефти водой в этом случае будет выше. Это связано с тем, что объем, занимаемый единицей массы пара, значительно больше, чем объем единицы массы воды, а объем первой зоны будет постоянно увеличиваться. .Конечная нефтеотдача при паротепловом воздействии увеличивается за счет снижения вязкости пластовой нефти под воздействием тепла, изменения подвижностей нефти и воды, термического расширения нефти, перегонки остаточной нефти паром и экстрагирования нефти растворителем, который образуется впереди фронта пара. Нагнетание пара способствует усиленному выносу породы в добывающие скважины.

Рис.26 Паротепловое воздействие

Водяной пар благодаря скрытой теплоте парообразования обладает значительно большим теплосодержанием, чем горячая вода. Если вода при температуре 148,9°С содержит 628 кДж/кг тепла, то насыщенный пар при той же температуре – 2742 кДж/кг, т.е. более чем в 4 раза. Но это еще не означает, что пар отдаст пласту в 4 раза больше тепла, чем-то же количество воды. Если пластовая температура равна 65°С, то 1 кг воды, нагретой до 148,9°С передает пласту 356 кДж, а 1 кг пара при тех же условиях – 2470 кДж, т.е. почти в 7 раз больше. Поэтому при помощи пара в пласт можно внести значительное количество тепла в расчете на единицу веса нагнетаемого агента. Кроме того, при одинаковых условиях 1 кг пар занимает в 25-40 раз больший объем и может вытеснить наибольший объем нефти, чем горячая вода.

При закачке пара в нефтяной пласт используют насыщенный влажный пар, представляющий собой смесь пара и горячего конденсата. Степень сухости закачиваемого в пласт пара находится в пределах 0,3-0,8. Чем выше степень сухости пара, равная отношению массы пар к массе горячей воды при одинаковом давлении и температуре, тем больше у него теплосодержание по сравнению с горячей водой. К примеру, при давлении 10 МПа и температуре 309°С у влажного пара со степенью сухости 0,6 теплосодержание почти в 1,6 раза больше, чем у горячей воды.

Процесс распространения тепла в пласте и вытеснение нефти при нагнетании в пласт водяного пара является более сложным, чем при нагнетании горячей воды. Пар нагнетают в пласты через паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности, извлечение нефти производится через добывающие скважины.

Механизм извлечения нефти из пласта, при нагнетании в него перегретого пара, основывается на изменениях свойств нефти и воды, содержащихся в пласте, в результате повышения температуры. С повышением температуры вязкость нефти, ее плотность и межфазовое отношение понижаются, а упругость паров повышается, что благоприятно влияет на нефтеотдачу. Увеличению нефтеотдачи также способствуют процессы испарения углеводородов за счет снижения их парциального давления. Снижение парциального давления связано с наличием в зоне испарения паров воды. Из остаточной нефти испаряются легкие компоненты и переносятся к передней границе паровой зоны, где они снова конденсируются и растворяются в нефтяном валу, образуя оторочку растворителя, которая обеспечивает дополнительное увеличение нефти. При температуре 375°С и атмосферном давлении может дистиллироваться (перегоняться) до 10% нефти плотностью 934 кг/м 3 .

Структура паротеплового воздействия

При паротепловом воздействии (ПТВ) в пласте образуются три характерные зоны: зона вытеснения нефти паром; зона горячего конденсата, где реализуется механизм вытеснения нефти водой в неизотермических условиях, и зона, не охваченная тепловым воздействием, где происходит вытеснение нефти водой пластовой температуры. Указанные зоны различаются по температуре, распределению насыщенности жидкости и механизму вытеснения нефти из пласта. Процессы, происходящие в каждой из этих зон, испытывают взаимное влияние.

Нагрев пласта вначале происходит за счет теплоты прогрева. При этом температура нагнетаемого перегретого пара вблизи нагнетательной скважины снижается (в зоне 1) до температуры насыщенного пара (т.е. до точки кипения воды при пластовом давлении). На прогрев пласта (в зоне 2) расходуется скрытая теплота парообразования и далее пар конденсируется. В этой зоне температура пароводяной смеси и пласта будут приблизительно постоянны и равны температуре насыщенного пара (зависящей от давления), пока используется вся скрытая теплота парообразования. Основным фактором увеличения нефтеотдачи здесь является испарение (дистилляция) легких фракций остаточной нефти, образованной после вытеснения горячей водой. Размеры ее при практически приемлемых объемах закачки небольшие. В зоне 3 пласт нагревается за счет теплоты горячей воды (конденсата) до тех пор, пока температура ее не упадет до начальной температуры пласта. В зоне 4 температура пласта снижается до начальной.

В зоне 4 фильтруется безводная нефть при пластовой температуре.

В зоне 3 температура пласта тоже равна начальной. Вытеснение нефти водой происходит при пластовой температуре. Насыщенность воды в направлении вытеснения постепенно уменьшается до значения насыщенности связанной водой.

Зона 2 – это зона горячей воды. Температура в этой зоне снижается от температуры пара до начальной пластовой. В ней фильтруется горячая вода, нагретая нефть, обогащенная легкими фракциями углеводорода, которые образовались из остаточной нефти в зоне пара и вытесняются из зоны конденсации. Здесь вытеснение нагретой нефти производится горячей водой. В этой зоне повышение коэффициента нефтеотдачи достигается за счет снижения вязкости нефти, повышения ее подвижности, усиления капиллярных эффектов.

На участке зоны 2, примыкающей к зоне 1, температура несколько ниже, чем температура парообразования. В этой зоне, размеры которой небольшие, пары воды и газообразные углеводородные фракции из-за охлаждения компенсируются и вытесняются горячей водой по направлению к добывающим скважинам.

Зоны: 1 - насыщенного пара; 2 - вытеснение нефти горячей водой; 3 - вытеснение нефти водой при пластовой температуре; 4 - фильтрация нефти при начальных условиях.

Зона 1 – это зона влажного пара, которая образуется вблизи нагнетательной скважины. В ней температура приблизительно постоянна, ее значение равно температуре парообразования воды, зависящей от давления в пласте. В этой зоне происходит испарение легких фракций из остаточной нефти.

Таким образом, увеличение нефтеотдачи пласта при закачке пара достигается за счет снижения вязкости нефти, что способствует улучшению охвата пласта воздействием: путем расширения нефти, перегонки ее паром и экстрагирования растворителем, что повышает коэффициент вытеснения.

Эффект паротеплового воздействия

Вязкость нефтей, как правило, резко снижается с увеличением температуры, особенно в интервале 20-80°С. Поскольку дебит нефти обратно пропорционален ее вязкости, то производительность скважин может быть увеличена в 10-30 раз и более.

Высоковязкие нефти со значительной плотностью обладают большим темпом снижения вязкости, остаточная нефтенасыщенность их уменьшается более резко, особенно при температурах до 150°С. С повышением температуры вязкость нефти уменьшается более интенсивно, чем вязкость воды, что также благоприятствует повышению нефтеотдачи.

В процессе закачки пара нефть в зависимости от состава может расширяться, за счет чего появляется дополнительная энергия для вытеснения пластовых жидкостей.

снижения вязкости нефти – до 30%;
эффекта термического расширения – до 8%;
эффекта дистилляции – до 9%;
эффекта газонапорного режима – до7%;
эффекта увеличения подвижности – до 10%.

Процесс вытеснения нефти паром предусматривает непрерывное нагнетание пара в пласт. По мере продвижения через пласт пар нагревает породу и содержащуюся в нем нефть и вытесняет ее по направлению к добывающим скважинам. При этом процессе основная доля тепловой энергии расходуется на повышение температуры пород пласта. Поэтому даже без тепловых потерь при движении теплоносителя по стволу скважины и в кровлю-подошву пласта фронт распространения температуры отстает от фронта вытеснения нефти.

С целью повышения эффективности процесса и рационального использования внесенного в пласт тепла, после создания тепловой оторочки, составляющей 0,6-0,8 порового объема пласта, эту оторочку продвигают к забоям добывающих скважин ненагретой водой путем закачки ее в те же нагнетательные скважины. Данная технология получила название метода тепловых оторочек. Оценка эффективности теплового воздействия на пласт при закачке пар обычно выражается удельным расходом пара на добычу дополнительной нефти.

При сжигании 1 т нефти в парогенераторах можно получить 13-15 т пара, поэтому при рентабельной технологии удельный расход пара на дополнительную добычу нефти не может быть больше 13-15 т. Если учесть затраты на приготовление и закачку пара, составляющие 30-35% от общих расходов, то получится, что при эффективном процессе расход пара на добычу одной тонны дополнительной нефти должен быть не более 3-6 тонн.

Существуют различные технологические схемы ввода в пласт теплоносителя (пара) для подогрева пласта и содержащихся в нем флюидов: циклическая, блочно-циклическая, импульсно-дозированная, площадная, или рядная.

Применяемый традиционный способ паротеплового воздействия на нефтяной пласт заключается в закачке расчетного объема теплоносителя через нагнетательные скважины, создание тепловой оторочки и последующее продвижение ее по пласту в сторону добывающих скважин закачиваемой не нагретой водой. Увеличение нефтеизвлечения из продуктивного пласта при нагнетании в него теплоносителя происходит за счет изменения свойств нефти и воды, находящихся в пласте, в результате повышения температуры. С увеличением температуры вязкость нефти, ее плотность и межфазовое отношение понижаются, а упругость паров повышается, что положительно влияет на нефтеизвлечение. В качестве рабочего агента применяется водяной пар или горячая вода, которые обладают высокой удельной теплоемкостью и хорошими нефтевытесняющими способностями. В процессе закачки пара нефтяной пласт нагревается в первую очередь за счет использования скрытой теплоты парообразования. При этом пар, поступая в поровое пространство, конденсируется. Нагрев пласта в дальнейшем осуществляется уже за счет использования теплоты горячего конденсата, вследствие чего конденсат охлаждается до начальной температуры пласта. При вытеснении нефти паром имеет место улучшение испарения углеводородов за счет снижения их парциального давления. Снижение парциального давления связано с наличием в зоне испарения паров воды. Из остаточной нефти испаряются легкие компоненты и переносятся к передней границе поровой зоны, где они снова конденсируются и растворяются в нефтяном валу, образуя оторочку растворителя, которая обеспечивает дополнительное увеличение нефтеизвлечения. При температуре 375° и атмосферном давлении может дистиллироваться (перегонять до 10% нефти плотностью 934 кг/м 3 ). При паротепловом воздействии в пласте образуются три зоны:

1) зона вытеснения нефти паром;

2) зона горячего конденсата, где реализуется механизм вытеснения нефти водой в неизотермических условиях;

3) зона, не охваченная тепловым воздействием, где происходит вытеснение нефти водой пластовой температуры.

Все эти зоны испытывают взаимное влияние. Повышение нефтеизвлечения из продуктивного пласта при закачке пара, достигается за счет снижения вязкости нефти, в результате увеличивается охват пласта воздействием; за счет расширения нефти, перегонки ее паром и экстрагирования растворителем, что повышает коэффициент вытеснения. Вязкость нефти значительно снижается с увеличением температуры, особенно в интервале 30-80° С. Сравнительно высокая скорость снижения вязкости нефти наблюдается при начальном увеличении температуры (выше пластовой). С повышением температуры вязкость нефти уменьшается более интенсивно, чем вязкость воды, что также положительно влияет на повышение нефтеизвлечения. Снижение вязкости нефти при ее нагреве приводит к увеличению коэффициента подвижности нефти, что существенно влияет на коэффициент охвата пласта вытесняющим агентом как по толщине пласта, так и по площади.

На рис.42 приведены кривые зависимости объемного коэффициента охвата пласта вытесняющим агентом от температуры для тяжелой и легкой нефти.

Как видно, коэффициент охвата увеличивается интенсивнее для тяжелой нефти.

В процессе закачки пара нефть в зависимости от ее состояния может расширяться, за счет чего появляется дополнительная энергия для вытеснения пластовых жидкостей.

При вытеснении легко испаряющейся нефти высокотемпературным паром более легкие фракции нефти переходят в паровую фазу, т.е. возможна перегонка нефти. В более холодной зоне пласта эти фракции конденсируются, образуя впереди паровой зоны вал растворителя или смешивающийся вал.

Увеличению нефтеизвлечения при паротепловом воздействии могут способствовать эффект газонапорного режима, изменение относительных проницаемостей и их подвижностей и др.

По мере продвижения через пласт пар нагревает породу и содержащуюся в ней нефть и вытесняет ее по направлению к добывающим скважинам.

Эффективность процесса вытеснения нефти теплоносителями зависит от термодинамических условий пласта, свойств пластовых жидкостей, пористой среды, применяемой технологии; и других факторов и может изменяться в широких пределам. На механизм вытеснения нефти (жидкости) существенно влияют поверхностные свойства системы нефть-вода-порода. С повышением температуры уменьшается толщина адсорбционного слоя поверхностно-активных молекул нефти на поверхности поровых каналов, вследствие чего проницаемость пласта для нефти увеличивается. Лабораторными исследованиями установлено, что капиллярная пропитка образцов керна происходит как при низких, так и при высоких температурах. В то же время с повышением температуры капиллярная пропитка их происходит значительно быстрее. При принятии решения об использовании паротеплового воздействия необходимо учитывать, что нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта должна быть не менее 6 м. Процесс вытеснения нефти паром (в случае если толщина пласта менее 6 м) будет неэкономичным из-за значительных потерь теплоты через кровлю и подошву залежи. Глубина залегания пласта должна превышать 1000 м из-за потерь теплоты в стволе скважины, которые достигают примерно 3% на каждые 100 м глубины скважины, и больших технических трудностей по обеспечению прочности колонны.

Если общие потери теплоты в стволе скважины и в пласте превышают 50% от поступившей к устью скважины теплоты, то процесс паротеплового воздействия будет неэффективным и неэкономичным. Проницаемость пласта не должна быть менее 0,1 мкм 2 .

Увеличению нефтеизвлечения при ПТВ способствуют несколько факторов. Влияние отдельных факторов на нефтеизвлечение при вытеснении нефти паром примерно принято считать следующее:

- за счет снижения вязкости нефти;

- за счет эффекта термического расширения;

- за счет эффекта дистилляции;

- за счет газонапорного режима;

- за счет увеличения подвижности нефти.

В процессе закачки теплоносителя (ПТВ, ВГВ) в продуктивный пласт неизбежны большие потери теплоты, а также температуры теплоносителя при его закачке от устья до забоя скважины. Одним из важнейших параметров является энтальпия (теплосодержание на единицу массы) теплоносителя, непосредственно поступающего в продуктивный нефтяной пласт. Для определения энтальпии необходимо знать тепловые потери в наземных коммуникациях (от парогенераторов до устья паронагнетательной скважины), в стволе скважины, а также тепловые потери в продуктивном пласте. Учитывая, что точность определения теплопотерь низкая, пользуются упрощенными (приближенными) расчетами. Пар или нагретая вода подается в скважины по поверхностным теплоизолированным трубопроводам или по трубопроводам, заглубленным в землю. При стационарном режиме течения теплоносителя в трубопроводе процессы конвективного теплообмена (перенос тепла) на поверхности трубы сравнительно быстро стабилизируются и устанавливаются стационарный тепловой и гидродинамический режимы течения внутри трубопровода.

В случае заглубления трубопровода в землю (без термоизоляции) окружающая среда может практически неограниченно поглощать отдаваемую трубопроводом теплоту. Снижение температуры (охлаждение) горячей воды при закачке в пласт можнорассчитать по упрощенной расчетной схеме А.Ю. Намиота:

где Т(Z,t) - соответствующая температура на заданной глубине через tчасов после начала закачки горячей воды, °С; Т₀ - приведенная к устью скважины температура нейтрального слоя земли, °С; Ту - температура закачиваемой горячей воды на устье скважины, °С; Г - геотермический градиент, °С/м; z - глубина от устья в м; β- показатель, характеризующий теплообмен с окружающей средой с размерностью м -1 и равный

где q - расход нагнетаемой воды, м 3 /ч; С_тр_т - объемная теплоемкость воды, кДж/м 3 *°С; .λ - средний коэффициент теплопроводности среды, окружающей трубу, по которой закачивается горячая вода, кДж/(м-час-°С); d - наружный диаметр трубы, по которой осуществляется закачка горячей воды, м; Z(t) - радиус тепловлияния, зависящий от времени закачки теплоносителя, м:

где t - продолжительность закачки, ч; x - средний коэффициент температуропроводности среды, окружающей трубу, по которой производится закачка горячей воды, м 2 /ч.

Результаты расчетов по формуле (121) показаны на рис.130. Из рисунка 130 следует, что температура на забое при нагреве вначале повышается и через некоторое время стабилизируется. Потери температуры на глубине 500 м составляют примерно 10 0 С, на глубине 1000 м- 17°С, а на 1500 м - 25° С. Динамика прогрева продуктивного пласта показана на рис.131.

Технологически при ПТВ формируется так называемая тепловая оторочка вокруг каждой нагнетательной скважины, которая затем перемещается посредством закачки холодной воды в эти же нагнетательные скважины. Объем оторочки теплоносителя для каждого месторождения определяется расчетным путем с учетом логического строения залежи, типа коллектора, физико-химических свойств нефти и так далее. Обычно ее принимают равной - 0,8 объема пор пласта и затем закачивают два-три объема порового пространства холодной воды. Коэффициент нефтеизвлечения с использованием термических методов на месторождениях с высоковязкими нефтями составляет 0,25-0,27. Паротепловое воздействие (ПТВ) и воздействие горячей воды применяются на месторождениях глубиной 700-800 метров. В среднем при ПТВ и ВГВ на извлечение одной тонны нефти расходуется от 6,5 до 10 тонн теплоносителя. Себестоимость добычи нефти при ПТВ и ВГВ в 2-3 раза выше, чем при заводнении. Критерии эффективного использования методов нагнетания теплоносителя в нефтяные пласты, содержащие высоковязкую нефть, приведены в таблице 20.

Таблица. Геолого-физические критерии для эффективного использования методов нагнетания теплоносителя в пласт.

Паротепловая обработка скважин – это способ термической обработки скважины, заключающийся в периодическом подогреве призабойной зоны скважины при помощи нагнетания в пласт насыщенного пара.

Воздействие на пласт посредством нагнетания насыщенного пара проводится с целью подогрева определенной площади пласта, который направлен на увеличение продуктивности скважины. Также в результате этого мероприятия значительно улучшаются фильтрационные характеристики, меняется смачиваемость горных пород, уменьшается вязкость нефти, увеличивается подвижность нефти. Воздействие насыщенным паром на скважину производится в режиме циклической закачки в добывающие скважины. Пароциклическая обработка скважины осуществляется в три этапа:

Готовые работы на аналогичную тему

Все перечисленные этапы паротепловой обработки скважин составляют один цикл. Объемы закачки насыщенного пара и фазы каждого цикла непостоянны и могу изменяться от цикла к циклу, в зависимости от поставленных целей и полученных результатов. При проведении паротепловой обработки скважин, горные породы выступают в качестве теплообменников и способствуют аккумуляции тепла в процессе нагнетания пара, также происходит очистка призабойной зоны скважины от смолистых отложений и парафина.

Призабойная зона скважины – это область, в которой все процессы, сопровождающие эксплуатацию скважины, протекают наиболее эффективно.

Во время проектирования и проведения пароциклической обработки должны быть рассмотрены такие вопросы, как выбор оборудования, разработка схемы обустройства, составление программы проведения мероприятия, оценка целесообразности проведения мероприятия, оценка температурных условий, обоснование параметров пароциклической обработки, а также проведение гидравлического расчета для конкретной скважины, для определения возможных параметров и темпов закачиваемого пара.

Техника и оборудование для проведения паротепловой обработки скважин

При паротепловой обработке скважин используются специальные техника и оборудование, парогенераторные установки отечественного и зарубежного производства. Парогенераторные установки предназначены для выработки пара. Котлоагрегаты таких установок могут работать на жидком топливе, а также на природном газе.

Отечественные агрегаты серии АДПМ используются для депарафинизации добывающих скважин горячей нефтью. Сам агрегат монтируется на шасси автомобиля КраЗ 255 Б1А и состоит из:

Вспомогательных трубопроводов.
Технологических трубопроводов.
Системы автоматики.
Системы КИП.
Системы подачи топлива.
Системы подачи воздуха.
Нагревателя нефти.
Нагнетательного насоса.

Рабочий процесс такого агрегат проходит следующим образом. Нефть, которая привозится в специальных автоцистернах, закачивается насосом агрегата, затем прокачивается через нагреватель агрегата, где нагревается до определенной температуры. После этого нефть закачивается в скважину и расплавляет отложения парафина и выносит их на поверхность земли, тем самым очищает призабойную зону и увеличивает приток полезного ископаемого.

Читайте также: