ТЕХНОЛОГИЯ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ ФИЗИЧЕСКИМИ ПОЛЯМИ

Тепловые методы

Высокая вязкость нефти – один из факторов, определяющих ее малую подвижность и неудовлетворительную эффективность извлечения.

Для извлечения остаточной нефти применяются методы искусственного теплового воздействия на пласт – внутрипластовое горение, вытеснение нефти паром, горячей водой и пароциклические обработки скважин, а также используют импульсно-ударное и вибрационное воздействие.

Вытеснение нефти с применением внутрипластового горения

Метод основан на способности углеводородов (нефти) в пласте вступать с кислородом воздуха в окислительную реакцию, которая сопровождается выделение теплоты. Отличается от горения на поверхности тем, что тепло не исчезает, а остается в пласте.

Процесс горения нефти в пласте начинается вблизи забоя нагнетательной скважины, начало горения производится при помощи забойного электронагревателя, газовой горелки, зажигательных химических смесей и т.п.

После инициирования горения непрерывное нагнетание воздуха в пласт обеспечивает как поддержание процесса внутрипластового горения, так и перемещение фронта горения по пласту.

При перемещении фронта горения в качестве топлива расходуется часть нефти, остающаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой. Сгорают наиболее тяжелые фракции нефти (битум) или так называемый кокс. Концентрация кокса может составлять от 10-40 кг на 1м3 пласта.

В случае обычного (сухого) внутрипластового горения, т.е. процесса, когда для поддержания горения закачивается только воздух, основная доля тепла в пласте остается в области позади фронта горения. Это тепло оказывает положительное влияние на процесс последующего вытеснения нефти водой из не охваченных горением смежных частей пласта.

В последние годы стал использоваться метод влажного горения.

Процесс заключается в том, что в пласт вместе с воздухом закачивается в определенных количествах вода, которая, соприкасаясь с нагретой движущимся фронтом горения породой, испаряется. Пар переносит теплоту в область впереди фронта горения, в результате чего в этой области развиваются обширные зоны прогрева, выраженные в основном зонами насыщенного пара и сконденсированной горячей воды. Внутрипластовое парогенерирование – одна из особенностей процесса влажного горения. Объем закачки составляет на 1000м³ воздуха до 5м³воды. Конкретные значения водовоздушного фактора определяются многими геолого – физическими и технологическими условиями. Если значения в.в. фактора меньше указанных, то переброска тепла в область впереди фронта горения уменьшается, снижается эффективность теплового воздействия на пласт и извлечения нефти. Для процесса влажного горения важно, чтобы значения в.в. отношения было оптимальным.

По мере перемещения фронта горения формируются несколько температурных зон:

1. Наиболее высокая температура достигается в зоне фронта горения – от 370 и выше.

2. Область, где происходит фильтрация воздуха и воды, температура уменьшается до температуры нагнетаемых рабочих агентов.

3. Примыкаемая к фронту горения зона перегретого и насыщенного пара.

4. Зона с начальной пластовой температурой.

Рис.6.1. Схема процесса влажного горения

Условные обозначения: а - воздух; б - вода; в - смесь пара и воздуха; г - нефть; д - смесь пара и газов горения; е - газы горения.

Зоны: 1 - фильтрации закачиваемой воды и воздуха; 2, 4 - перегретого пара; 5 - насыщенного пара; 6 - вытеснение нефти горячей водой; 7 - вытеснение нефти водой при пластовой температуре; 8 - фильтрация нефти при начальных условиях; 3 - фронт горения

При влажном горении – впереди фронта горения образуется большая зона прогрева пласта и жидкостей, размер которой достигает до 150м. Это говорит о том, что метод в.г. может применяться на оптимальных сетках размещения скважин (16-20 га/скв) без доведения фронта горения до добывающих скважин, в результате чего сокращается расход воздуха на добычу нефти.

Недостатки метода:

1. Ограничение глубиной – (до 1500м)

2. Бурение дополнительных нагнетательных скважин дублеров для раздельной подачи воздуха и воды.

3. Неравномерное выгорание пласта изменяют его свойства, что усложняет в дальнейшем применение каких- либо методов извлечения нефти.

Вытеснение нефти паром

Вытеснение нефти паром – распространенный метод увеличения нефтеотдачи пластов. Пар нагнетают с поверхности в пласт с низкой температурой и высокой вязкостью нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности.

Рис.6.2. Схема вытеснения нефти паром.

Условные обозначения: а - пар; б - вода; в - нефть.

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

В пласте образуется три зоны, различающиеся по температуре, насыщению и характеру вытеснения:

1. Зона пара вокруг нагнетательной скважины с температурой, изменяющейся от температуры пара до температуры начала конденсации (400-200), в которой происходит выделение из нефти легких фракций и перенос их паром по пласту, т.е. совместная фильтрация пара и легких фракций нефти.

2. Зона горячего конденсата, в которой температура изменяется от температуры начала конденсации (200) до пластовой, а горячий конденсат (вода) вытесняет легкие фракции и нефть.

3. Зона с начальной пластовой температурой, не охваченная тепловым воздействием, в которой происходит вытеснение нефти пластовой водой. При нагреве пласта происходит дистилляция (разделение) нефти, снижение вязкости, изменение фазовых проницаемостей, подвижность нефти, воды.

Продвижение по пласту зон пара и горячего конденсата сопровождается потерями, уходом теплоты из нефтяного пласта в окружающие породы.

При малой толщине нефтяного пласта на границе с окружающими породами всегда будет высокая температура, относительная поверхность теплообмена (по отношению к объему пласта) большая. При больших расстояниях между скважинами применение пара нецелесообразно.

При использовании метода выбирают пласты > 15м с плотностью сеток 4-8 га/скв.

Метод применяют на Украине, в Краснодарском крае.

Недостатки:

1. Необходимость применения чистой высококачественной воды для парогенератора. Обработка воды химическими реагентами.

2. Вытеснение нефти паром из песчаных пластов после прогрева к добывающим скважинам сопровождается выносом песка – а из глинистых пластов – снижением проницаемости.

3. При глубине больше 1000м происходит потеря теплоты до 45%.

6.1.3.Циклическое нагнетание пара.

Циклическое нагнетание пара в пласт или пароциклические обработки добывающих скважин осуществляют периодическим нагнетанием пара в нефтяной пласт через добывающие скважины. Цель технологии – в том, чтобы прогреть пласт и нефть в призабойных зонах добывающих скважин, снизить вязкость нефти, увеличить приток нефти к скважинам. При нагнетании в пласт пар внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне происходит перераспределение насыщенности за счет капиллярных сил – горячий конденсат вытесняет маловязкую нефть из мелких пор и слабопроницаемых слоев (линз). В крупные поры и высокопроницаемые слои.

⇐ Предыдущая 11 12 13 14 151617 18 19 20 Следующая ⇒