Файл: Комплексная.docx

Вытеснение нефти паром

Использование водяного пара в качестве теплоносителя имеет как свои плюсы, так и минусы. Насыщенный водяной пар высоких давлений обладает рядом преимуществ перед водой, он обладает большим значением теплоемкости (в 3-3,5 раза), что позволяет подвести в пласт большее количество тепловой энергии. Также объем закачиваемого пара может превысить объем воды в 30-35 раз, а эффективность вытеснения нефти может достигать порядка 90%.


Нагнетание пара осуществляют через паронагнетательные скважины, оборудованные для работы с высокими значениями давления и температуры. Увеличение температуры приводит к прогреву пласта, снижению вязкости нефти, ее расширению. В процессе нагнетания в пласт насыщенного водяного пара образуются несколько зон (рисунок 1.2). Данные зоны имеют различные характеры насыщенности, также с удалением от нагнетательной скважины изменяются температура и характер механизма вытеснения.

---

Рисунок 1.2 – Схема вытеснения нефти паром.

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

Зоны: 1 – насыщенного пара; 2 – зона горячего конденсата; 3 – область, не охваченная тепловым воздействием; 4 – зона пластовых условий.

Первая зона характеризуется высоким значением температуры, до 400^оС вблизи забоя нагнетательной скважины. По мере увеличения расстояния температура понижается до значений порядка 200^oС. За счет высоких температур происходит испарения легких фракций нефти, в дальнейшем они насыщают водяной пар и двигаются по пласту до условной границы конденсации. Их конденсация способствует процессам вытеснения за счет их растворяющей способности.

Вторая зона является зоной горячего конденсата, температура здесь лежит в диапазоне от температуры начала конденсации ≈200 ^оС до значений пластовой температуры. Вытеснение нефти происходит горячим конденсатом воды.

В третьей зоне температура соответствует начальной пластовой. В данной зоне отсутствует тепловое воздействие. Вытеснение нефти происходит пластовой водой [4].

Эффективность применения не только этого, но и всех тепловых методов основывается на прогреве пласта, вследствие чего происходит снижение вязкости нефти, ее подвижности, изменение фазовых проницаемостей, расширение всех насыщающих пласт агентов.

Однако данный метод имеет несколько серьезных недостатков. Закачка насыщенного водяного пара в пласт требует серьезных капиталовложений. В

---

первую очередь, требуется применение высококачественной воды с высокой степенью очистки необходимой для исправной работы парогенераторов и получения пара с теплоемкостью 5000 кДж/кг и насыщенностью 80%. Основными требованиями к воде являются полное отсутствие органических веществ и растворенных газов, содержание твердых взвешенных частиц – менее 0,005 мг/л. Также вода должна быть обессолена и обладать нулевой жесткостью (полное отсутствие ионов кальция и магния). Расходы по подготовке воды могут занимать до 35% от суммарных. При воздействии паром на пласт, сложенный песчаником, в процессе вытеснения к добывающим скважинам есть вероятность выноса песка к забоям добивающих скважин, это

может привести, как к загрязнению призабойных зон, так и к выходу из строя насосов. При воздействии на глинистые пласты возможно их набухание, что приведет к снижению проницаемости [8].

При вытеснении паром пласт в меньшей степени охвачен воздействием, чем при использовании в качестве теплоносителя воды, так как отношение подвижности воды и нефти лучше, чем отношение подвижности пара и нефти. Повышение охвата пластов процессом вытеснения нефти паром – одна из основных проблем, требующих решения. Другая проблема связана с большими потерями теплоты через обсадные колонны скважин при нагнетании пара в пласт. Величина потерь составляет порядка 4% от начального количества теплоты на каждые 100 метров

---

глубины скважины. Одним из возможных решений является термоизоляция, но при этом усложняется техническая сторона. Цемент должен обладать специальными добавками и являться термостойким, а цементирование скважин должно осуществлять по всему стволу полностью [23].

Поэтому основное ограничение использование пара в качестве теплоносителя является глубина залегания продуктивного пласта, он не должна превышать 1000 м. Так как при большей глубине потери теплоты составляют около 45%.

При использовании данного метода выбирают пласты со значениями толщин не менее 15 м, так как в процессе вытеснениях при движении пара и конденсата будет осуществляться теплообмен с окружающими породами. В свою очередь пласты с малыми значениями толщин обладают большей поверхностью теплообмена по отношению к объему данного пласта, таким образом, большее количество энергии будет идти на нагрев окружающих пород.

3. 1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   34

---

Технологии пароциклического воздействия

Суть технологии заключается в циклическом нагнетании пара в пласт через добывающие скважины. Таким образом, происходит прогрев

призабойных зон, в результате чего снижается вязкость нефти и увеличивается приток к добывающим скважинам. Цикл обработки повторяется несколько раз на протяжении разработки месторождения [4]. Сам цикл состоит из закачки пара, объем необходимого пара в среднем составляет от 30 до 100 т на 1 метр толщины продуктивного пласта и варьируется от начального значения вязкости флюида. После этого скважину закрывают и выдерживают порядка одной или двух недель, время выдержки зависит от начальной температуры пласта, вязкости пластового флюида, за это время в пласте происходят процессы теплообмена, фазового перераспределения нефти и воды в пористых средах. Далее скважину эксплуатируют в течение двух трех месяцев. Число циклов приходящихся на одну скважину может доходить до 8, в некоторых случаях до

15 раз за три - четыре года. Однако эффективность пароциклического воздействия уменьшается с каждым новым циклом, если в первых циклах на одну тонну закачиваемого пара приходится добыча 12-15 тонн, то в последних циклах это значение уменьшается в 10-12 раз. Перепады давления в ходе цикла негативно сказываются на прочности цемента, что может привести к его разрушению и обрушению на забой скважины. Преимуществом данного метода является то, что эффект от нагнетания в пласт пара наблюдается сразу после прекращения закачки [3].

4. Метод парогравитационного дренажа (SAGD)

Технология парогравитационного

---