Файл: Комплексная.docx

Вытеснение нефти паром

Использование водяного пара в качестве теплоносителя имеет как своиплюсы, так и минусы. Насыщенный водяной пар высоких давлений обладаетрядомпреимуществпередводой,онобладаетбольшимзначениемтеплоемкости(в3-3,5раза),чтопозволяетподвестивпластбольшееколичествотепловойэнергии.Такжеобъемзакачиваемогопараможетпревысить объем воды в 30-35 раз, а эффективность вытеснения нефти можетдостигатьпорядка90%.
Нагнетаниепараосуществляютчерезпаронагнетательныескважины,оборудованные для работы с высокими значениями давления и температуры.Увеличениетемпературыприводиткпрогревупласта,снижениювязкостинефти, ее расширению. В процессе нагнетания в пласт насыщенного водяногопара образуются несколько зон (рисунок 1.2). Данные зоны имеют различныехарактерынасыщенности,такжесудалениемотнагнетательнойскважиныизменяютсятемпература и характер механизма вытеснения.

---

Рисунок1.2–Схемавытеснениянефтипаром.Условныеобозначения: а –пар;б – вода; в–нефть.Зоны: 1 – насыщенного пара; 2 – зона горячего конденсата; 3 – область, неохваченнаятепловымвоздействием;4–зонапластовых условий.Первая зона характеризуется высоким значением температуры, до 400^оСвблизизабоянагнетательнойскважины.Помереувеличениярасстояниятемпературапонижаетсядозначенийпорядка200^oС.Засчетвысокихтемператур происходит испарения легких фракций нефти, в дальнейшем онинасыщаютводянойпаридвигаютсяпопластудоусловнойграницыконденсации. Их конденсация способствует процессам вытеснения за счет ихрастворяющейспособности.Втораязонаявляетсязонойгорячегоконденсата,температураздесьлежит в диапазоне от температуры начала конденсации ≈200 ^оСдо значенийпластовой температуры. Вытеснение нефти происходит горячим конденсатомводы.Втретьейзонетемпературасоответствуетначальнойпластовой.Вданной зоне отсутствует тепловое воздействие. Вытеснение нефти происходитпластовойводой[4].Эффективностьприменениянетолькоэтого,ноивсехтепловыхметодовосновываетсянапрогревепласта,вследствиечегопроисходитснижениевязкостинефти,ееподвижности,изменениефазовыхпроницаемостей,расширениевсехнасыщающих пластагентов.Однако данный метод имеет несколько серьезных недостатков. Закачканасыщенного водяного пара в пласт требует серьезных капиталовложений. В

---

первую очередь, требуется применение высококачественной воды с высокойстепеньюочисткинеобходимойдляисправнойработыпарогенераторовиполученияпарастеплоемкостью5000кДж/кгинасыщенностью80%.Основнымитребованиями кводеявляютсяполное отсутствие органическихвеществирастворенныхгазов,содержаниетвердыхвзвешенныхчастиц–менее0,005мг/л.Такжеводадолжнабытьобессоленаиобладатьнулевойжесткостью(полноеотсутствиеионовкальцияимагния).Расходыпоподготовке воды могут занимать до 35% от суммарных. При воздействии паромнапласт,сложенныйпесчаником,впроцессевытеснениякдобывающимскважинаместьвероятностьвыносапескакзабоямдобивающихскважин,этоможет привести, как к загрязнению призабойных зон, так и к выходу из строянасосов. При воздействии на глинистые пласты возможно их набухание, чтоприведетк снижениюпроницаемости [8].При вытеснении паром пласт в меньшей степени охвачен воздействием,чемприиспользованиивкачестветеплоносителяводы,таккакотношениеподвижности воды и нефти лучше, чем отношение подвижности пара и нефти.Повышениеохватапластовпроцессомвытеснениянефтипаром–однаизосновных проблем, требующих решения. Другая проблема связана с большимипотерями теплоты через обсадныеколонны скважин при нагнетании пара впласт.Величинапотерьсоставляетпорядка4%отначальногоколичестватеплотынакаждые100метров

---

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 пластчерездобывающиескважины.Такимобразом,происходитпрогревпризабойных зон, в результате чего снижается вязкость нефти и увеличиваетсяприток к добывающим скважинам. Цикл обработки повторяется несколько разна протяжении разработки месторождения [4]. Сам цикл состоит из закачкипара, объем необходимого пара в среднем составляет от 30 до 100 т на 1 метртолщины продуктивного пласта и варьируется от начального значения вязкостифлюида. После этого скважину закрывают и выдерживают порядка одной илидвухнедель,времявыдержкизависитотначальнойтемпературыпласта,вязкостипластовогофлюида,заэтовремявпластепроисходятпроцессытеплообмена, фазового перераспределения нефти и воды в пористых средах.Далее скважину эксплуатируют в течение двух трех месяцев. Число цикловприходящихсянаоднускважинуможетдоходитьдо8,внекоторыхслучаяхдо15раззатри-четырегода.Однакоэффективностьпароциклическоговоздействия уменьшается с каждым новым циклом, если в первых циклах наодну тонну закачиваемого пара приходится добыча 12-15 тонн, то в последнихциклах это значение уменьшается в 10-12 раз. Перепады давления в ходе цикланегативносказываютсянапрочностицемента,чтоможетпривестикегоразрушению и обрушению на забой скважины. Преимуществом данного методаявляется то, что эффект от нагнетания в пласт пара наблюдается сразу послепрекращениязакачки[3].

4. Метод парогравитационного дренажа (SAGD)

Технологияпарогравитационного

---