Паротепловое воздействие на пласт (ПТВ) и воздействие горячей водой (ВГВ)

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 ненагретой 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/м³). 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. 129 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 мкм².

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, м³ /ч; С_тр_т - объемная теплоемкость воды, кДж/м³*°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, м²/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 10⁰С, на глубине 1000 м- 17°С, а на 1500 м - 25° С. Динамика прогрева продуктивного пласта показана на рис.131.

Принимается, что начальная пластовая температура 20°С, температура на забое 170°С (постоянная), фильтрация горячей воды по пласту происходит с постоянной скоростью 0,006 м/ч при суточной закачке 720 м³/сут через нагнетательные скважины, расположенные на 1000 м друг от друга. Толщина пласта 10 м. Как видно из рис. 131, тепловой фронт при таких параметрах через год продвинется в глубь пласта на 80 м. Впереди этого фронта температура пласта остается первоначальной, и вытеснение нефти будет происходить при обычных условиях.

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

№п/п	Наименование геолого-физических характеристик	Количественные и качественные показатели
	Динамическая вязкость пластовой нефти	30 мПа*с и более
	Плотность пластовой нефти	Характеристики нефтей высокой вязкости
	Газонасыщенность пластовой нефти	Без ограничения
	Содержание смол и парафина	Без ограничения
	Общая и эффективная нефтенасыщенная толщина объекта воздействия	Не менее 6 метров
	Текущий термодинамический режим объекта	Пластовое давление и температура объекта должны обеспечивать технологическую и экономическую эффективность процесса при используемых технических средствах
	Коллекторские свойства продуктивного пласта	Должны обеспечивать заданный темп нагнетания теплоносителя
	Нефтенасыщенность пластов на начало процесса	Должна быть достаточной окупаемости затрат и получения прибыли
	Глубина залегания залежи	700-800 м

 

⇐ Предыдущая49505152535455565758Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: