Файл: Методические указания по самостоятельной работе Составитель Заливин Владимир Григорьевич.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 03.02.2024
Просмотров: 167
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
, а вторые фильтруются в пористую среду и отверждаются во всем объеме.
52
1.4.8. Нарушения обсадных колонн и цементного кольца
Основная причина нарушения обсадных колонн — коррозия наружной и внутренней поверхностей труб в агрессивной среде пластовых и сточных вод. В большинстве случаев нарушения имеют вид щелей, расположенных вдоль об- разующей труб. Ширина щелей достигает 5 см, длина — 1 м. Иногда негерме- тичны резьбовые соединения, что связано с недовинчиванием труб.
Основной причиной негерметичности цементного кольца — низкое каче- ство цементирования обсадных колонн в скважинах, что обусловлено примене- нием нестандартного цемента или приготовлением цементных растворов с за- вышенными водоцементными отношениями.
Ликвидацию негерметичности проводят закачкой растворов изоляцион- ных материалов непосредственно в нарушение, а также через существующий интервал перфорации продуктивного пласта или интервал специально создан- ных отверстий. При этом возможно использование извлекаемого или неизвле- каемого пакера, под которым создают цементную пробку. В последнее время при проведении РИР трубы устанавливают на 20 - 40 м выше кровли перфори- рованного пласта, а изоляционный материал задавливают в пласт и нарушения при закрытом затрубном пространстве.
Аналогично изолируют верхние или нижние воды, создают цементный стакан на забое или цементный мост, изолируют фильтр при возврате скважины на выше- или нижележащий пласт (возвратные работы), цементируют дополни- тельную колонну или хвостовик в скважине, ликвидируют перетоки зака- чиваемой воды в непродуктивные пласты в нагнетательных скважинах, а также осуществляют крепление неустойчивых пород в призабойной зоне.
1.4.9. Отключение отдельных пластов
Отключение отдельных пластов может быть достигнуто созданием в от- ключаемом пласте непроницаемой оторочки вокруг ствола скважины, установ- кой «летучек» —перекрытием интервала отключаемого пласта трубой меньше- го диаметра с последующим цементированием или продольно-гофрированным патрубком, спуском пакера, а нижних пластов — еще созданием забойной пробки (непроницаемого моста).
При отключении средних или верхних пластов в интервале ниже подош- вы отключаемого пласта создают в колонне искусственные пробки: песчаные, глиняные, глинопесчаные, цементные, резиновые, резинометаллические, дере- вянные. Применение нашли песчаные пробки, создаваемые засыпкой вручную или намывом насосным агрегатом при скорости восходящегопотокане более 4 м/с.
Для создания непроницаемых оторочек более эффективно применение фильтрующихся в поры составов смолы ТСД-9.
В случае слоистого строения пластов обводнение подошвенной водой можно рассматривать как обводнение «нижней» водой и применять соответ- ствующую технологию отключения нижнего пласта или ликвидации негерме- тичности цементного кольца (заколонного пространства). В монолитных пла-
53 стах необходимо создание искусственных экранов-блокад, либо закачкой через специально созданные в пределах ВНК. отверстие легкофильтрующихся в пласт реагентов (гипан, нефтесернокислотная смесь и др.) на глубину до 5—10 м с последующим перекрытием цементным стаканом, либо закачкой тампони- рующих материалов в предварительно созданную горизонтальную трещину гидроразрыва пласта.
1.4.10. Ограничение притока воды в трещиноватых и трещиновато-
пористых пластах
Преждевременное обводнение скважин, эксплуатирующих такие пласты, связано с прорывами воды по высокопроницаемым трещинам. Малоэффектив- ными оказались работы с использованием материалов, которые не образуют объемно-связанный тампон и обладают низкими градиентами сдвига, что со- провождается их выносом из трещин при эксплуатации скважин. Более эффек- тивно использование цементных и пеноцементных суспензий, вязкоупругих со- ставов на основе ПАА.
Наиболее эффективно применение суспензий гранулированных тампони- рующих материалов. В Ивано-Франковском институте нефти и газа разработа- ны технологии ограничения притока воды с использованием гранулированного магния (размером 0,5—1,6 мм), основанные на взаимодействии магния и его оксида с пластовой водой и хлористым магнием и, как результат, образовании осадка гидроксида магния и магнезиального цемента . Целесообразно, чтобы массовое содержание магния в смеси его с песком составляло 20 %. По схеме
ГРП расширяют имеющиеся в пласте трещины, заполняют их магний-песчаной смесью, закрывают скважину на 48—60 ч для образования изоляционной структуры. Для интенсификации притока и растворения гранул, попавших в нефтенасыщенные интервалы, проводится обработка соляной кислотой. Воз- можно создание также забойных пробок (мостов).
Высокой эффективностью характеризуется также использование суспен- зий полиолефинов (ППП и ПБП), рубракса и высокоокисленных битумов (ВОБ) в виде частиц, широкой фракции от 0,5 до 20 мм. По предложению сотрудников
СевКавНИПИнефти в суспензию дополнительно вводят частицы полу
ВОДНОГО гипса, реагирующие с пластовой водой и повышающие прочность водоизоли- рующего барьера. Для каждого пласта, характеризующегося определенным раскрытием трещин и поперечными размерами пор матриц, должны быть подо- браны дисперсные системы с соответствующей гранулометрической характе- ристикой.
1.4.11. Регулирование профиля приемистости воды в нагнетательных
скважинах
В призабойной зоне нагнетательных скважин всегда существует система трещин, раскрытость и протяженность которых определяется репрессией и прочностными характеристиками породы. Причем проницаемости трещин су- щественно разнятся между собой. Тампонирование высокопроницаемых тре- щин вызывает движение воды в обход по менее проницаемым и новым трещи-
54 нам. Аналогичное происходит и в призабойной зоне добывающих скважин. Ра- боты считаются эффективными, если удалось уменьшить поступление воды в один узкий интервал пласта и обеспечить или увеличить поступление ее в дру- гие интервалы. Это можно достичь закачкой суспензии водонерастворимых гранулированных материалов, например, рубракса, высокоокисленного битума, частично гранулированного магния, гранулометрический состав которых соот- ветствует раскрытости трещин.
Менее эффективны суспензии тонкодисперсных материалов, гелеобразу- ющие, коллоидные и другие жидкие составы, так как они поступают во все трещины соответственно их проницаемостям и создают там тампон, а также за- иливают поры пористых блоков.
Если высокопроницаемая трещина связывает нагнетательную и добыва- ющую скважины, то вода быстро прорывается по ней. Естественно, при нали- чии такой протяженной одной или системы высокопроницаемых трещин между зонами нагнетания и отбора преждевременный прорыв можно предотвратить или ликвидировать только тампонированием трещин в глубине пласта между данными зонами. Локальное тампонирование в призабойной зоне как нагнета- тельной, так и добывающей скважины может обеспечить только кратковремен- ный эффект. Такие трещины выявлены путем закачки в нагнетательные сква- жины индикаторов (водных растворов красящих веществ) на Тишковском и других нефтяных месторождениях. В настоящее время ведутся исследования по разработке способов создания потокоотклоняющих барьеров в глубине пласта.
1.5. Группа комбинированных методов
Комбинированные технологии, основанные на сочетании теплового и хи- мического воздействия на пласт, в последнее время находят всё более широкое применение в мировой практике.
К числу таких технологий относятся:
- термополимерное заводнение;
- термощелочное воздействие;
- закачка пара с растворителем;
- парогазовое воздействие;
- комбинация теплового воздействия с внутрипластовой генерацией химреагентов и др.
1.5.1.Комбинация теплового воздействия с закачкой растворителя
Известно, что при вытеснении высоковязкой нефти паром механизм сме- шивающегося вытеснения проявляется крайне слабо. Для повышения роли это- го механизма перед нагнетанием или в процессе нагнетания пара в пласт вводят некоторое количество растворителя.
Изменение коэффициента вытеснения в зависимости от объёма отбора жидкости из пласта в долях порового объёма для опытов с одинаковым разме- ром зоны смеси, но с различной концентрацией растворителя в смеси. Для со- поставления приведена аналогичная зависимость для вытеснения «чистой» (без
55 растворителя) нефти паром.
В результате анализа полученных данных можно сделать вывод о том, что существует некоторая оптимальная концентрация растворителя в смеси, дальнейшее увеличение которой при одинаковом размере зоны смеси приводит к преждевременному прорыву смеси на выходе из модели.
Излишек растворителя не успевает перемешиваться с исходной нефтью и создаёт в пласте каналы, по которым в дальнейшем фильтруется конденсат па- ра. Об этом свидетельствует снижение темпа роста коэффициента вытеснения в опыте №3, где величина концентрации растворителя в смеси, видимо, была близка к оптимальной.
В результате обработки полученных экспериментальных зависимостей установлено, что наибольший прирост коэффициента вытеснения наблюдается при увеличении размера зоны смеси до 0,12-0,15 от длины модели пласта при оптимальной концентрации растворителя в смеси около 30%. В этом же интер- вале резко снижается соотношение вязкостей нефти и смеси нефти с раствори- телем, что является определяющим фактором для предупреждения преждевре- менного прорыва растворителя и повышения эффективности процесса.
При этом, как показали исследования, нет необходимости в создании ото- рочки растворителя больших размеров. Исследования показали, что, например, для достижения коэффициента вытеснения 0,7 в случае применения оторочки растворителя в размере 0,05 от порового объёма пласта объём оторочки пара составляет 0,45 от длины модели пласта, а без оторочки растворителя – 0,8, т. е. почти вдвое больше.
С учётом экономических критериев рекомендуемый размер оторочки раство- рителя, предшествующий закачке в пласт пара – 0,05-0,1 от порового объёма пласта.
На основании проведённых исследований сделаны следующие выводы:
1. Закачка в пермокарбоновую залежь Усинского месторождения оторочек растворителя, перемещаемых водой различной температуры, позволяет значитель- но повысить нефтеотдачу пласта по сравнению с холодным заводнением.
2. Обработка скважин растворителями не приводит к росту нефтеотда- чи, но позволяет повысить темп отбора нефти из залежи при естественном ре- жиме разработки.
3. Закачка оторочки растворителя перед закачкой в пласт теплоносите- лей способствует значительному увеличению нефтеотдачи и темпов отбора нефти.
4. Закачка растворителя в пласт может использоваться как метод регу- лирования процесса теплового воздействия, который рекомендуется применять для обработки нереагирующих добывающих скважин и нагнетательных сква- жин с низкой приёмистостью с целью снижения фильтрационных сопротивле- ний призабойных зон.
В приложении 2 к настоящему разделу излагается опыт применения рас- творителей для увеличения нефтеотдачи на пермокарбоновой залежи Усинско- го месторождения. Изучение этого опыта следует рассматривать, как практиче- ское занятие.
56
1.5.2.Комбинированные технологии теплового воздействия на пласт с за-
качкой газа
Одним из недостатков насыщенного водяного пара, как теплоносителя, является резкое сокращение его объёма при конденсации пара по мере движе- ния его по пласту. Для устранения этого недостатка к нагнетаемому пару до- бавляются неконденсирующиеся газы – азот, воздух, метан и др. Добавление газа приводит к изменению относительной проницаемости, способствует под- держанию давления, а также в известных случаях воздействует на саму нефть в результате растворения и химических реакций газа с её фракциями.
Для одновременного нагнетания в пласт пара и продуктов сгорания раз- работаны специальные парогазогенераторы. На вход в парогазогенератор газ и вода подаются соответственно компрессором и насосом. В комплект установки входят камера сгорания высокого давления и испаритель, в котором из воды при её непосредственном контакте с продуктами сгорания образуется пар. При использовании глубинных парогазогенераторов высокого давления (глубинных парогазогенераторов) предусматривают нагнетание в пласт смеси водяного па- ра и газообразных продуктов сгорания. В этом случае отношение газ- пар зави- сит от стехиометрии реакции. Так, для получения 1 т пара сухостью 80% с эн- тальпией 570 ккал/кг (беря за исходную температуру окружающей среды) тре- буется 63 кг топлива, теплота сгорания которого не ниже 9 500 ккал/кг при тепловом КПД 95%. Для снижения этого значения следует или комбинировать нагнетание чистого пара и парогазовой смеси, или использовать в качестве окислителя кислород либо обогащённый кислородом воздух.
Для повышения нефтеотдачи месторождений очень вязкой нефти пред- ложено нагнетать совместно с паром метан (или природный газ), двуокись уг- лерода или воздух. В лабораторных условиях исследовался эффект подачи в пласт во время цикла паротеплового воздействия небольших порций воздуха, метана или двуокиси углерода.
Рост извлечения нефти при нагнетании газа (при отношении газ-пар, рав- ном 3,6 м3/т) приходился на момент, когда уровень добычи из данного место- рождения становился очень низким; наилучшие результаты получены при нагнетании воздуха и метана. Одним из эффективных механизмов при нагнета- нии газа является ускоренное продвижении пара в зону горячей воды, что при- водит к интенсификации прогрева пласта при одинаковом количестве введён- ного в пласт тепла по сравнению с закачкой одного пара.
Необходимо отметить, что добавление газа к закачиваемому теплоноси- телю может привести и к негативным последствиям: из-за большой разницы в значениях вязкости газа и жидкости возможны опережающие прорывы газа по высокопроницаемым зонам.
1.5.3.Закачка в пласт пара с пенообразующими добавками
Для предотвращения преждевременных прорывов пара по высокопрони- цаемым каналам в пласт вместе с паром закачивают термостойкие пенообразу- ющие ПАВ. С целью выбора эффективных термостойких пенных систем для
52
1.4.8. Нарушения обсадных колонн и цементного кольца
Основная причина нарушения обсадных колонн — коррозия наружной и внутренней поверхностей труб в агрессивной среде пластовых и сточных вод. В большинстве случаев нарушения имеют вид щелей, расположенных вдоль об- разующей труб. Ширина щелей достигает 5 см, длина — 1 м. Иногда негерме- тичны резьбовые соединения, что связано с недовинчиванием труб.
Основной причиной негерметичности цементного кольца — низкое каче- ство цементирования обсадных колонн в скважинах, что обусловлено примене- нием нестандартного цемента или приготовлением цементных растворов с за- вышенными водоцементными отношениями.
Ликвидацию негерметичности проводят закачкой растворов изоляцион- ных материалов непосредственно в нарушение, а также через существующий интервал перфорации продуктивного пласта или интервал специально создан- ных отверстий. При этом возможно использование извлекаемого или неизвле- каемого пакера, под которым создают цементную пробку. В последнее время при проведении РИР трубы устанавливают на 20 - 40 м выше кровли перфори- рованного пласта, а изоляционный материал задавливают в пласт и нарушения при закрытом затрубном пространстве.
Аналогично изолируют верхние или нижние воды, создают цементный стакан на забое или цементный мост, изолируют фильтр при возврате скважины на выше- или нижележащий пласт (возвратные работы), цементируют дополни- тельную колонну или хвостовик в скважине, ликвидируют перетоки зака- чиваемой воды в непродуктивные пласты в нагнетательных скважинах, а также осуществляют крепление неустойчивых пород в призабойной зоне.
1.4.9. Отключение отдельных пластов
Отключение отдельных пластов может быть достигнуто созданием в от- ключаемом пласте непроницаемой оторочки вокруг ствола скважины, установ- кой «летучек» —перекрытием интервала отключаемого пласта трубой меньше- го диаметра с последующим цементированием или продольно-гофрированным патрубком, спуском пакера, а нижних пластов — еще созданием забойной пробки (непроницаемого моста).
При отключении средних или верхних пластов в интервале ниже подош- вы отключаемого пласта создают в колонне искусственные пробки: песчаные, глиняные, глинопесчаные, цементные, резиновые, резинометаллические, дере- вянные. Применение нашли песчаные пробки, создаваемые засыпкой вручную или намывом насосным агрегатом при скорости восходящегопотокане более 4 м/с.
Для создания непроницаемых оторочек более эффективно применение фильтрующихся в поры составов смолы ТСД-9.
В случае слоистого строения пластов обводнение подошвенной водой можно рассматривать как обводнение «нижней» водой и применять соответ- ствующую технологию отключения нижнего пласта или ликвидации негерме- тичности цементного кольца (заколонного пространства). В монолитных пла-
53 стах необходимо создание искусственных экранов-блокад, либо закачкой через специально созданные в пределах ВНК. отверстие легкофильтрующихся в пласт реагентов (гипан, нефтесернокислотная смесь и др.) на глубину до 5—10 м с последующим перекрытием цементным стаканом, либо закачкой тампони- рующих материалов в предварительно созданную горизонтальную трещину гидроразрыва пласта.
1.4.10. Ограничение притока воды в трещиноватых и трещиновато-
пористых пластах
Преждевременное обводнение скважин, эксплуатирующих такие пласты, связано с прорывами воды по высокопроницаемым трещинам. Малоэффектив- ными оказались работы с использованием материалов, которые не образуют объемно-связанный тампон и обладают низкими градиентами сдвига, что со- провождается их выносом из трещин при эксплуатации скважин. Более эффек- тивно использование цементных и пеноцементных суспензий, вязкоупругих со- ставов на основе ПАА.
Наиболее эффективно применение суспензий гранулированных тампони- рующих материалов. В Ивано-Франковском институте нефти и газа разработа- ны технологии ограничения притока воды с использованием гранулированного магния (размером 0,5—1,6 мм), основанные на взаимодействии магния и его оксида с пластовой водой и хлористым магнием и, как результат, образовании осадка гидроксида магния и магнезиального цемента . Целесообразно, чтобы массовое содержание магния в смеси его с песком составляло 20 %. По схеме
ГРП расширяют имеющиеся в пласте трещины, заполняют их магний-песчаной смесью, закрывают скважину на 48—60 ч для образования изоляционной структуры. Для интенсификации притока и растворения гранул, попавших в нефтенасыщенные интервалы, проводится обработка соляной кислотой. Воз- можно создание также забойных пробок (мостов).
Высокой эффективностью характеризуется также использование суспен- зий полиолефинов (ППП и ПБП), рубракса и высокоокисленных битумов (ВОБ) в виде частиц, широкой фракции от 0,5 до 20 мм. По предложению сотрудников
СевКавНИПИнефти в суспензию дополнительно вводят частицы полу
ВОДНОГО гипса, реагирующие с пластовой водой и повышающие прочность водоизоли- рующего барьера. Для каждого пласта, характеризующегося определенным раскрытием трещин и поперечными размерами пор матриц, должны быть подо- браны дисперсные системы с соответствующей гранулометрической характе- ристикой.
1.4.11. Регулирование профиля приемистости воды в нагнетательных
скважинах
В призабойной зоне нагнетательных скважин всегда существует система трещин, раскрытость и протяженность которых определяется репрессией и прочностными характеристиками породы. Причем проницаемости трещин су- щественно разнятся между собой. Тампонирование высокопроницаемых тре- щин вызывает движение воды в обход по менее проницаемым и новым трещи-
54 нам. Аналогичное происходит и в призабойной зоне добывающих скважин. Ра- боты считаются эффективными, если удалось уменьшить поступление воды в один узкий интервал пласта и обеспечить или увеличить поступление ее в дру- гие интервалы. Это можно достичь закачкой суспензии водонерастворимых гранулированных материалов, например, рубракса, высокоокисленного битума, частично гранулированного магния, гранулометрический состав которых соот- ветствует раскрытости трещин.
Менее эффективны суспензии тонкодисперсных материалов, гелеобразу- ющие, коллоидные и другие жидкие составы, так как они поступают во все трещины соответственно их проницаемостям и создают там тампон, а также за- иливают поры пористых блоков.
Если высокопроницаемая трещина связывает нагнетательную и добыва- ющую скважины, то вода быстро прорывается по ней. Естественно, при нали- чии такой протяженной одной или системы высокопроницаемых трещин между зонами нагнетания и отбора преждевременный прорыв можно предотвратить или ликвидировать только тампонированием трещин в глубине пласта между данными зонами. Локальное тампонирование в призабойной зоне как нагнета- тельной, так и добывающей скважины может обеспечить только кратковремен- ный эффект. Такие трещины выявлены путем закачки в нагнетательные сква- жины индикаторов (водных растворов красящих веществ) на Тишковском и других нефтяных месторождениях. В настоящее время ведутся исследования по разработке способов создания потокоотклоняющих барьеров в глубине пласта.
1.5. Группа комбинированных методов
Комбинированные технологии, основанные на сочетании теплового и хи- мического воздействия на пласт, в последнее время находят всё более широкое применение в мировой практике.
К числу таких технологий относятся:
- термополимерное заводнение;
- термощелочное воздействие;
- закачка пара с растворителем;
- парогазовое воздействие;
- комбинация теплового воздействия с внутрипластовой генерацией химреагентов и др.
1.5.1.Комбинация теплового воздействия с закачкой растворителя
Известно, что при вытеснении высоковязкой нефти паром механизм сме- шивающегося вытеснения проявляется крайне слабо. Для повышения роли это- го механизма перед нагнетанием или в процессе нагнетания пара в пласт вводят некоторое количество растворителя.
Изменение коэффициента вытеснения в зависимости от объёма отбора жидкости из пласта в долях порового объёма для опытов с одинаковым разме- ром зоны смеси, но с различной концентрацией растворителя в смеси. Для со- поставления приведена аналогичная зависимость для вытеснения «чистой» (без
55 растворителя) нефти паром.
В результате анализа полученных данных можно сделать вывод о том, что существует некоторая оптимальная концентрация растворителя в смеси, дальнейшее увеличение которой при одинаковом размере зоны смеси приводит к преждевременному прорыву смеси на выходе из модели.
Излишек растворителя не успевает перемешиваться с исходной нефтью и создаёт в пласте каналы, по которым в дальнейшем фильтруется конденсат па- ра. Об этом свидетельствует снижение темпа роста коэффициента вытеснения в опыте №3, где величина концентрации растворителя в смеси, видимо, была близка к оптимальной.
В результате обработки полученных экспериментальных зависимостей установлено, что наибольший прирост коэффициента вытеснения наблюдается при увеличении размера зоны смеси до 0,12-0,15 от длины модели пласта при оптимальной концентрации растворителя в смеси около 30%. В этом же интер- вале резко снижается соотношение вязкостей нефти и смеси нефти с раствори- телем, что является определяющим фактором для предупреждения преждевре- менного прорыва растворителя и повышения эффективности процесса.
При этом, как показали исследования, нет необходимости в создании ото- рочки растворителя больших размеров. Исследования показали, что, например, для достижения коэффициента вытеснения 0,7 в случае применения оторочки растворителя в размере 0,05 от порового объёма пласта объём оторочки пара составляет 0,45 от длины модели пласта, а без оторочки растворителя – 0,8, т. е. почти вдвое больше.
С учётом экономических критериев рекомендуемый размер оторочки раство- рителя, предшествующий закачке в пласт пара – 0,05-0,1 от порового объёма пласта.
На основании проведённых исследований сделаны следующие выводы:
1. Закачка в пермокарбоновую залежь Усинского месторождения оторочек растворителя, перемещаемых водой различной температуры, позволяет значитель- но повысить нефтеотдачу пласта по сравнению с холодным заводнением.
2. Обработка скважин растворителями не приводит к росту нефтеотда- чи, но позволяет повысить темп отбора нефти из залежи при естественном ре- жиме разработки.
3. Закачка оторочки растворителя перед закачкой в пласт теплоносите- лей способствует значительному увеличению нефтеотдачи и темпов отбора нефти.
4. Закачка растворителя в пласт может использоваться как метод регу- лирования процесса теплового воздействия, который рекомендуется применять для обработки нереагирующих добывающих скважин и нагнетательных сква- жин с низкой приёмистостью с целью снижения фильтрационных сопротивле- ний призабойных зон.
В приложении 2 к настоящему разделу излагается опыт применения рас- творителей для увеличения нефтеотдачи на пермокарбоновой залежи Усинско- го месторождения. Изучение этого опыта следует рассматривать, как практиче- ское занятие.
56
1.5.2.Комбинированные технологии теплового воздействия на пласт с за-
качкой газа
Одним из недостатков насыщенного водяного пара, как теплоносителя, является резкое сокращение его объёма при конденсации пара по мере движе- ния его по пласту. Для устранения этого недостатка к нагнетаемому пару до- бавляются неконденсирующиеся газы – азот, воздух, метан и др. Добавление газа приводит к изменению относительной проницаемости, способствует под- держанию давления, а также в известных случаях воздействует на саму нефть в результате растворения и химических реакций газа с её фракциями.
Для одновременного нагнетания в пласт пара и продуктов сгорания раз- работаны специальные парогазогенераторы. На вход в парогазогенератор газ и вода подаются соответственно компрессором и насосом. В комплект установки входят камера сгорания высокого давления и испаритель, в котором из воды при её непосредственном контакте с продуктами сгорания образуется пар. При использовании глубинных парогазогенераторов высокого давления (глубинных парогазогенераторов) предусматривают нагнетание в пласт смеси водяного па- ра и газообразных продуктов сгорания. В этом случае отношение газ- пар зави- сит от стехиометрии реакции. Так, для получения 1 т пара сухостью 80% с эн- тальпией 570 ккал/кг (беря за исходную температуру окружающей среды) тре- буется 63 кг топлива, теплота сгорания которого не ниже 9 500 ккал/кг при тепловом КПД 95%. Для снижения этого значения следует или комбинировать нагнетание чистого пара и парогазовой смеси, или использовать в качестве окислителя кислород либо обогащённый кислородом воздух.
Для повышения нефтеотдачи месторождений очень вязкой нефти пред- ложено нагнетать совместно с паром метан (или природный газ), двуокись уг- лерода или воздух. В лабораторных условиях исследовался эффект подачи в пласт во время цикла паротеплового воздействия небольших порций воздуха, метана или двуокиси углерода.
Рост извлечения нефти при нагнетании газа (при отношении газ-пар, рав- ном 3,6 м3/т) приходился на момент, когда уровень добычи из данного место- рождения становился очень низким; наилучшие результаты получены при нагнетании воздуха и метана. Одним из эффективных механизмов при нагнета- нии газа является ускоренное продвижении пара в зону горячей воды, что при- водит к интенсификации прогрева пласта при одинаковом количестве введён- ного в пласт тепла по сравнению с закачкой одного пара.
Необходимо отметить, что добавление газа к закачиваемому теплоноси- телю может привести и к негативным последствиям: из-за большой разницы в значениях вязкости газа и жидкости возможны опережающие прорывы газа по высокопроницаемым зонам.
1.5.3.Закачка в пласт пара с пенообразующими добавками
Для предотвращения преждевременных прорывов пара по высокопрони- цаемым каналам в пласт вместе с паром закачивают термостойкие пенообразу- ющие ПАВ. С целью выбора эффективных термостойких пенных систем для