Тепловые методы вытеснения нефти

Основанные на термодинамических свойтвах МУН – это научно обоснованные способы интенсификации притока нефти и увеличения тем самым продуктивности эксплуатационных скважин, которые базируются на искусственном росте температуры в стволе скважин и в ПЗП. Используются тепловые МУН при добыче непосредственно ВВН парафинистых и смолистых. Рост степени нагретости пластовой системы приводит к разжижению нефти, что означает, и расплавлению парафина и смолистых веществ, которые осели в процессе использования скважин на стенах, подъемных трубах и в ПЗП.
Сегодня технологии нагрева ПЗП получили самостоятельное развитие. Некоторые проявили себя настолько эффективнми, что уже заполучили промышленные объемы, часть проходит опытно-промышленные тесты, а третьи еще только развиваются лабораторными исследованиями.
К главным технологиям теплового воздействия на пласт относятся:
- горячей водой (или ВГВ);
- паротепловое действие (или ПТВ);
- внутрипластовое горение (или ВГ);
- пароциклическое действие на призабойную зону пласта;
Действие горячей водой (ВГВ). Для увеличения КИН непременно важно наращивать температуру всего нефтеносного пласта. Такое умозаключение можно сделать, изучая воздействие термического действия на присущие ВВН физические характеристики в местах их залегания (исследуя динамическую вязкость, плотность и пр.).
1-ое, что можно сделать при решении этой задачи, — это нагнетание непосредственно нагретой воды. Коль скоро вода — нередко применяемая для нефтевытеснения р/а — она отличается своими свойствами переносить существенно большее количество Джоулей тепла, которое приходится на единицу массы. В случае с водой неважно в каком агрегатном состоянии она находится [37].
Вода, предназначенная для нагнетания в пластовую систему, охлаждается при взаимодйствии с несущей продуктивной породой и имеющимися в пластовой системе жидкостями. Установившейся режим характеризуется двумя рабочими зонами - рисунок 1.3.
В зоне 2 нефть извлекается водой, температура для которой условно равна температуре пласта. Насыщенность нефтью в данной точке снижается со временем и для определенных условий может оказать равна величине остаточного насыщения. Данная величина зависит от температуры второй зоны.
Первая зона выделяется тем, что температура в ней безпрерывно вырастает, что означает понижение остаточной нефтенасыщенности, расширение породы-коллектора, а также заполняющих его вод, что вкупе приводит к упадку массы нефти в поровых каналах. Если углеводороды легколетучие, они вытесняемы с помощью поочередных действий, направленных на испарение и конденсацию, при этом может существовать, так называемое, состояние насыщения углеводородами газовой фазы.
Рисунок 1.3 - Профили водонасыщенности (а) и температуры (б) при одномерном вытеснение нефти горячей водой в отсутствии испарения легких фракций нефти
Паротепловое воздействие на пласт. Вытеснение нефти паром – способ прироста нефтеотдачи пластов, самый популярный при вытеснении высоковязких нефтей. В данном процессе пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высочайшей вязкостью нефти через особые паронагнетательные скважины, которые находятся снутри очертания нефтеносности. Пар, который обладает большой теплоемкостью, заносит в пласт существенное число термический энергии, расходуемый на нагрев пласта и уменьшение относительной проницаемости, и расширение всех р/а – имеется в виду - нефти, воды, газа. В пласте создаются условия для формирования трех зон, отличных по температуре и степени насыщения [38]:
1) Собственно зона пара в контуре нагнетательной скважины, имеющую температуру, изменяющейся в интервале от пара и до начала конденсации (примерно 400–200°С), где происходят экстракция из углеводородов легких фракций (иными словами - дистилляция нефти) и дальнейший перенос их паром далее по пластовой системе, иначе говоря, совместная фильтрация горячего пара, содержащих легкие фракции углеводородов.
2) Вторая зона, т.н. зона горячего конденсата, где температура может варьировать от температуры начала конденсации (ТНК - 200°С) до пластовой, в таких условиях конденсат (или вода) неизотермически теснит легкие фракции УВ.
3) Зона исходной температуры, которая еще не охвачена воздействием, где всё же происходит, пусть и медленно, вытеснение легких УВ пластовой водой.
При нагреве пласта происходят процессы более известные, как дистилляция нефти, упадок вязкости, объемное расширение р/а, смещение фазовых проницаемостей, как следствие, смачиваемости горных пород, подвижности нефти, воды и пр.
Общераспространенный метод паротеплового действия на продуктивную залежь заключается в закачке некоторого объёма теплоносителя по системам нагнетательных скважин, искуственное формирование термический оторочки с паром, продвижение по пластовой системе в сторону добычных скважин ненагретой водой.
Рост нефтеизвлечения из такого пласта при непосредственном нагнетании в него теплоносителя случается вследствие изменения параметров нефти и воды с увеличением температуры. Коль скоро происходит повышение температуры вязкости нефти, то ее плотность и непосредственно межфазовое отношение снижаются, упругость паров увеличивается, что благотворно для нефтеизвлечения. В качестве р/а применяется водяной пар, которому присуще высокое значение удельной теплоемкости.
В процессе закачки пара нефтяной пласт греется в первую очередь всего за счет использования, так называемой, теплоты парообразования. Пар, при всем этом поступая в пластовую систему конденсируется. Нагрев пласта в предстоящем производится благодаря успешному применению и вовлечению теплоты от горячего конденсата. В итоге он охлаждается до значений первоначальной температуры пласта. При нефтевытеснении паром имеет место повышение испарения УВ при упадке их парциального давления.
Так называемый, упадок парциального давления сопряжен с наличием в зоне, где происходят процессы испарения паров воды. Остаточная нефть теряет свои легкие составляющие при их испарении, они переносятся к непосредственно фронтальной границе, относящейся к паровой зоне, где повторно конденсируются и уже растворяясь, рассеиваются в нефтяном валу, при этом образуя, так называемую, оторочку растворителя, обеспечивающим дополнительный прирост к КИН. При температуре равной 375°С, и давлению близком к атмосферному может дистиллироваться (перегоняться) до одиннадцати процентов нефти плотностью близкой к 934 кг/м3.
При паротепловом действии в пласте образуются три зоны - рисунок 1.4:
1) зона нефтеизвлечения паром;
2) «зона горячего конденсата», где наблюдается механизм нефтевытеснения водой при неизотермических условиях;
3) зона, не охваченная термическим действием, где случается нефтевытеснение водой пластовой температуры.
Рисунок 1.4 - Профиль температуры (б) паро- (в) и водонасыщенности (а) при одномерном вытеснении нефти водяным паром
Все эти зоны характеризуются обоюдным воздействием, что означает, что увеличение КИН из пласта при процессе закачке пара может происходить из-за понижения параметров вязкости нефти, в итоге чего расширяется область охвата пласта действием за счет происходящей при этом расширения нефти, перегонки ее непосредственно паром и действия экстрагирования растворителем, всё это в совокупности увеличивает все показатели вытеснения одновременно

. Вязкость нефти существенно при этом понижается особенно с ростом температуры, что ярко наблюдается в интервале 30-80° С. Сравнимо быстрая скорость упадка вязкости жидких УВ наблюдается при начальном увеличении температуры выше пластовой. Если увеличивать температуру вязкости нефти, а она, как известно, приближается к минимальной более активно, чем вязкость воды, что также благоприятно влияет на увеличение КИН [31].
В итоге, для повышения КИН при ПТВ есть несколько причин. Воздействие некоторых из них на величину КИН при нефтеизвлечении паром принято считать следствием:
- понижения вязкости нефти;
- теплового расширения;
- происходящей дистилляции;
- газонапорного режима;
- подвижности нефти.
Внутрипластовое горение (ВПГ). Метод нефтеизвлечения при помощи ВПГ основан на возможности углеводородов (нефти) в пластовой системе вступать с кислородом в окислительную реакцию, которая сопровождается выделением огромного количества теплоты. Такой метод отличается от простого горения на поверхности. Генерирование теплоты конкретно в пласте – главное преимущество ВПГ.
Процесс горения берет свое начало по близости к забою нагнетательной скважины, как правило, нагревом и происходящим затем нагнетанием воздуха. Теплоту, которую далее необходимо подводить в пластовую систему для начала горения, непосредственно получают при задействовании забойного электронагревателя, а также газовой горелки либо окислительных реакций.
После сотворения очага горения у забоя скважин непрерывное нагнетание воздуха в пласт и отвод от очага (фронта) товаров горения (N2, CO2, и др.) обеспечивают поддержку процесса внутрипластового горения и перемещение по пласту фронта вытеснения нефти.
В качестве топлива для горения используют часть нефти, которая сохранилась в пластовой системе после вытеснения ее водяным паром или же газами горения, водой или, например, испарившимися фракциями жидких УВ впереди фронта горения (ФГ). В итоге тяжелые фракции жидких УВ сгорают.
В случае сухого внутрипластового горения, осуществленного нагнетанием в пласт лишь воздуха, в результате его низкой теплоемкости по соотношению с породой пласта случается отставание фронта нагревания породы от перемещающегося фронта горения. В итоге этого главная доля генерируемой в пласте теплоты (до восемьдесят процентов и поболее) остается сзади фронта горения, фактически не употребляется и в значимой мере рассеивается в окружающие породы. Данная теплота оказывает некое положительное воздействие на процесс следующего вытеснения нефти водой из неохваченных горением смежных частей пласта. Разумеется, но, что внедрение главной массы теплоты в области впереди фронта горения, другими словами приближение генерируемой в пласте теплоты к фронту вытеснения нефти, значительно увеличивает продуктивность процесса.
Перемещение теплоты из области перед фронтом горения в область за фронтом горения может быть за счет улучшения теплопереноса в пласте добавлением к нагнетаемому воздуху агента с более высочайшей теплоемкостью – к примеру, воды. В последние несколько лет в мировой практике все большее применение получает способ мокроватого горения.
Процесс влажного внутрипластового горения(ВГПГ) состоит в том, что в пласт вместе с воздухом закачивается в определенных количествах вода, которая, соприкасаясь с нагретой передвигающимся фронтом горения породой, испаряется. Увлекаемый потоком газа пар переносит теплоту в область впереди фронта горения, где в результате этого развиваются необъятные зоны прогрева, выраженные в главном зонами насыщенного пара и сконденсированной горячей воды.
Тепловой способ нефтедобычи с применением внутрипластового горения применяется для роста нефтеизвлечения на месторождениях с вязкой и высоковязкой нефтью. Первым в нашем государстве предложение о действии на нефтяной пласт внутрипластовым передвигающимся очагом горения (ВДОГ) внес А. Б. Шейнман в 1932 г. По итогам лабораторных исследовательских работ и опытов по внутрипластовому горению в первый раз в мире у нас в государстве проводились работы на Ширванском месторождении Краснодарского края в 1934 году. В следующем экспериментальные работы проводились на промыслах Павлова Гора - Краснодарский край, в Старогрозненском, Нефтяно-Ширванском районе и остальных.
Внутрипластовое горение у нас в государстве и за границей в производственных масштабах применяется с 50-х годов прошедшего столетия, в главном на месторождениях высоковязкой и тяжелой нефти.
Внутрипластовое горение - это окислительный процесс, при котором происходят перевоплощения веществ с выделением огромных количеств теплоты и дальнейшим образованием продуктов реакции.
Физической стадией процесса являются смешение горючего с окислителем и нагрев горючей консистенции.
Химической составляющей процесса является реакция горения, протекающая по формуле:
СНn+O2CO2+CO+H2O+теплота
где СНn -это коксообразный остаток, образующийся при разложении нефти. Процесс горения - это метод разработки месторождений вязкой нефти в целях роста конечного нефтеизвлечения, основанный на использовании энергии, которая получается при частичном сжигании тяжелых фракций нефти (кокса) в условиях пласта при нагнетании в пласт окислителя (воздуха). Процесс внутрипластового горения владеет всеми преимуществами тепловых способов вытеснения нефти горячей водой и паром, также смешивающегося вытеснения, который происходит в зоне теплового крекинга, в какой все углеводороды постепенно переходят в газовую фазу.
В наиболее простом случае для образования внутрипластового очага горения нужно пробурить 2 скважины, 1 из них нагнетательная, иная — добывающая.
Перед началом процесса нужно сделать циркуляцию воздуха меж этими скважинами. Потом в призабойной зоне зажигательной (нагнетательной) скважины делают условия, нужные для инициирования и образования устойчивого очага горения в пласте. Для этого используют забойные электронные нагреватели, забойные топливные горелки, хим реагенты и т.д., при помощи которых зажигают нефть в пласте.
При получении размеренного горения в пласте, когда очаг горения начал перемещаться к добывающим скважинам, зажигательная скважина становится лишь нагнетательной. Для этого забой скважины охлаждается, и из скважины извлекается нагревательный устройство на поверхность, а в скважину начинают повсевременно подавать окислитель (обычно воздух). При температуре около 260°С случается горение некоторых углеводородов, которые входят в состав нефти, с образованием воды, также образование коксообразного остатка (горючего). При температуре 370°С воспламеняется и начинает пылать коксообразный остаток, образуя товары горения (вода, углекислый газ, окись углерода). Горение случается на участке пласта маленький протяженности, образуя фронт горения, который при постоянном нагнетании воздуха (окислителя) перемещается в направлении от нагнетательной к добывающей скважине