Разработка нефтяных месторождений глава Понятия и параметры, определяющие процессы добычи углеводородов
 Скачать 1.76 Mb.
|
|
Глава 11. Тепловые, термические методы повышения нефтеотдачи К одним из интересных методов повышения нефтеотдачи относятся тепловые методы. В литературе для описания таких воздействий на пласт используются два термина: тепловые или термические методы. В даль- нейшем будем использовать оба термина. Тепловые методы подразделяются на теплофизические: закачка горячей воды, пара, закачка горячей воды, содержащей химические реагенты, па- роциклические обработки скважин; и термохимические: внутрипластовое горение. Горячая вода, пар называются теплоносителями. Тепловые мето- ды применяются для залежей: содержащих высоковязкие нефти; для пла- стов с пластовой температурой, близкой к температуре насыщения нефти парафинами; для залежей битуминозных глин. Краткие сведения класси- фикации нефтей приведены в приложении 3. 11.1. Физические процессы, происходящие при вытеснении нефти теп- лоносителями. Начальное значение пластовой температуры и ее распре- деление в залежи определяется геотермическими условиями, в которых находится месторождение. Обычно пластовая температура соответствует геотермическому градиенту. В процессе разработки месторождения пла- стовая температура может изменяться, Так закачиваемая в пласт вода име- ет другую температуру. В пласте происходят процессы, связанные с выде- лением или поглощением тепла. Изменение температуры будет происхо- дить за счет гидравлического сопротивления фильтрующихся флюидов, за счет эффекта Джоуля –Томсона. Распределение пластовой температуры и ее изменение называется тем- пературным режимом. Изменение температурного режима происходит в основном за счет теплопроводности и конвекции (у теплых флюидов плотность меньше, они оказываются легче) [7,22]. Особенность применения тепловых методов состоит в том, что наряду с гидродинамическим вытеснением нефти повышается температура в за- лежи. Образуется дополнительный тепловой фронт вытеснения нефти го- рячей водой. Причем гидродинамический фронт вытеснения опережает тепловой фронт вытеснения, поскольку передача тепла от теплоносителя для разогрева вязкой нефти происходит не сразу, запаздывает, рис. 11.1. Повышение температуры нефти, воды и породы приводит к снижению вязкости нефти, изменению отношения подвижностей нефти и воды, к из- менению относительных проницаемостей, остаточной нефтенасыщенно- сти, к испарению легких фракций, происходит тепловое расширение кол- лектора (изменяется пористость, объем заполняющих его флюидов, т.е. насыщенность). Рис.11.1. Схема вытеснения нефти горячей водой. 1 – зона вытеснения холодной нефти водой, 2 – зона вытеснения разогретой нефти горячей водой, ρ в (t) – радиус гидродинамического фронта вытеснения, ρ t (t) – радиус теплового фронта вытеснения 11.2. Вытеснение нефти из пласта горячей водой и паром. Горячую во- ду и пар, иначе теплоносители, получают в парогенераторах (котлах) вы- сокого давления и закачивают в пласт через нагнетательные скважины специальной конструкции и со специальным оборудованием, предназна- ченным для работы в условиях высоких температур. Недостаток использо- вания поверхностных парогенераторов – большие потери теплоты (темпе- ратуры) в поверхностных коммуникациях и в стволе скважины. При дви- жении теплоносителя по пласту происходят потери теплоты через кровлю и подошву пласта. Для уменьшения теплопотерь выбирают пласты толщи- ной более 6м, применяют площадные сетки скважин с расстоянием до 100–200м между нагнетательными и добывающими скважинами. Интервал перфорации выбирают в средней части пласта, изолируют трубы, пароге- нератор максимально приближают к скважинам. При закачке пара в пласт в зависимости от термодинамических условий он может перейти в горячую воду. Поэтому при проектировании и осуществ- лении закачки в пласт горячей воды и пара, необходимо знать в каком термо- динамическом состоянии находится вода: жидком, в виде пара или смеси во- ды и пара [7], что определяется с помощью P–T диаграммы (рис. 11.2). Критическая точка– точка росы С – соответствует состоянию воды, в котором физические свойства жидкой и газовой фаз совпадают. Для воды Р кр =22,12МПа, Т кр = 647,3 0 К (374,12 0 С), плотность 3 76 , 317 м кг кр . Если давление и температура соответствуют точке нахождения на линии насы- щения ОС, то вода пребывает одновременно в жидком и парообразном со- стоянии, пар называется насыщенным, над линией насыщения ОС вода находится в жидком состоянии, ниже линии ОС в виде перегретого пара. Рис. 11.2. Диаграмма P–T давление – температура воды, С – критическая точка В атмосферных условиях вода и нефть нерастворимы. В 1960 году ла- бораторными исследованиями Э.Б. Чекалюк установил, что растворимость нефти в воде достигается при температуре 320–340 0 С и давлениях 16– 22МПа. То – есть для термобарических условиях близких к критическим. При снижении температуры водонефтяного раствора до 18–20 0 С нефть полностью выделяется из воды. Если плотность воды в нормальных усло- виях 1000 – 1020кг/м 3 , то с ростом температуры плотность падает и при давлении близкому к критическому происходит полное смешивание воды и нефти, граница раздела фаз размывается. Насыщенный пар как терморастворитель нефти действует в интервале температур 100–370 0 С и давлений от атмосферного до 22МПа. Коэффици- ент охвата пласта горячей водой, выше, чем для пара. Пар как маловязкий рабочий агент обычно движется у кровли пласта, коэффициент охвата по толщине не превышает 0,4, по площади составляет 0,5–0,9. В результате КИН 0,3–0,35. По данным Ю.П. Желтова при вытеснении нефти горячей водой для дополнительного извлечения 4000м 3 нефти требуется сжечь из этого коли- чества 1770м 3 нефти. Под условным сжиганием нефти понимают расход эквивалентного количества энергии на нагрев воды [7]. 11.3. Метод тепловых оторочек. По этой технологии вместо непрерыв- ной закачки теплоносителя после проникновения его в пласт через опреде- ленное время закачивают воду при пластовой температуре. В пласте со- здается нагретая область (тепловая оторочка), которая перемещается от нагнетательной скважины к добывающим скважинам под воздействием за- качки в пласт холодной воды. В этом случае при вытеснении нефти тепловой оторочкой в пласте об- разуются три фронта вытеснения: 1– гидродинамический – вытеснение не разогретой холодной нефти водой; 2– тепловой фронт – вытеснение разо- гретой нефти пониженной вязкости горячей водой; 3 – фронт вытеснения горячей нефти холодной водой. Причем 3–й фронт вытеснения горячей нефти холодной водой будет отставать от двух предыдущих. Тепло горя- чей нефти будет отдаваться холодной воде, то есть, будет происходить об- ратный процесс теплопередачи в направлении нагнетательной скважины. Вязкость вытесняемой нефти будет возрастать, коэффициент подвижности уменьшаться. В пласте останутся не извлеченные запасы нефти. Применение закачки тепловых оторочек снижает нефтеотдачу по срав- нению с непрерывной закачкой теплоносителя, но на подготовку пара или горячей воды тратится значительно меньше энергии. Для выбора оптимальных размеров тепловых оторочек разработаны специальные методики, учитывающие различные геолого-физические условия залегания пластов, темпов нагнетания в пласт оторочек теплоно- сителя, их параметров и прогнозирования технологических показателей разработки. 11.4. Комбинированные технологии увеличения нефтеотдачи в зале- жах с высоковязкими нефтями. Как было сказано выше применение за- качки теплоносителей в пласт связано с большими затратами энергии, а значит увеличивает себестоимость продукции. Профессором Кудиновым В. И. и его сотрудниками разработаны и внедрены в ПО «Удмуртнефте- газ» усовершенствованные способы теплового воздействия с изменением временных циклов и с применением химических реагентов для увеличения нефтеотдачи в сложнопостроенных коллекторах [23,24]. Технология импульсно – дозированного теплового воздействия (ИДТВ) заключается в циклической переменной закачке в пласт теплоносителя и холодной воды в определенных пропорциях. В пласте создается эффек- тивная температура Т эф – это предельная температура выше, которой вяз- кость нефти уменьшается незначительно (Приложение 3). Нагревать пласт выше этой температуры не приводит к увеличению нефтеотдачи. Преимущество ИДТВ заключается в ограничении закачиваемого пласт теплоносителя до эффективной температуры. Применяется для трещино- вато – пористых коллекторов (модель Уоренна – Рута). При многократном повторении циклов закачки пар – холодная вода пар проникает в пористые блоки и после конденсации вытесняет разогретую нефть в трещины. Модификацией метода ИДТВ является применение данной технологии с паузами перед закачкой холодной воды. Паузы позволяют обеспечить дополнительный приток нефти из блоков в трещины. Во многом схожа с пароциклической обработкой добывающих скважин. Но закачка осу- ществляется в нагнетательные скважины. Для площадных систем заводнения В. И. Кудиновым предлагается теп- лоциклическое воздействие на пласт. В этом случае кроме центральной нагнетательной скважин для закачки теплоносителя используются попере- менно добывающие скважины, которые работают, то как добывающие скважины, то как нагнетательные. Тем самым увеличивается коэффициент охвата пласта воздействием площади эксплуатационного участка. 11.5. Термополимерное воздействие на пласт (ТПВ). Технология ТПВ основывается на закачке в пласт нагретого до температуры 90–95 0 С рас- твора ПАА концентрацией 0,05–0,1% [25]. Вязкость нагретого водного раствора полиакриламида составляет 1,5–2 мПас. Вязкость нефти в систе- ме трещин снижается, часть горячего раствора, в основном горячая вода пропитывает блоки, улучшает гидрофильность породы, увеличивает по- движность нефти и тем самым ведет к ее вытеснению. То же происходит и в слоистых коллекторах (модели Каземи, Серра). При такой технологии осуществляются совокупность или одновременное физическое воздействие трех методов: гидродинамического, физико – химического и теплового. По мере продвижения по пласту водный раствор полимера остывает, вязкость его увеличивается, становится сопоставимой с вязкостью вытесняемой нефти. Коэффициент вытеснения увеличивается. Модификацией рассмотренной технологии является циклическое внут- рипластовое полимерно-термическое воздействие. В пласт закачиватся теплоноситель (горячая вода, пар), затем холодный водный раствор ПАА. Производится несколько циклов последовательной закачки теплоносителя и полиакриламида. Также как и в технологии ТПВ осуществляется одно- временное физическое воздействие трех методов: гидродинамического, физико-химического и теплового. Отметим, что рассмотренные выше тех- нологии применимы для трещиновато-пористых коллекторов, а также для пластов, состоящих из гидродинамически связанных прослоев разной проницаемости. 11.6. Пароциклическая обработка добывающих скважин. Пароцикли- ческая обработка добывающих скважин относится к методам интенсифи- кации притока (МИП). При пароциклических обработках в добывающую скважину в течение 15–20 суток закачивают пар в объеме 100–300т на 1 м толщины пласта [3]. Затем закрывают скважину на 10–15 суток для пере- распределения теплоты, противоточного капиллярного вытеснения нефти из низкопроницаемых пропластков (НП) в высокопроницаемый пропла- сток. Далее скважину эксплуатируют до достижения предельного рента- бельного дебита в течение 2–3 месяцев. Физическая сущность процесса заключается в следующем: пар разжи- жает высоковязкую нефть, увеличивает коэффициент подвижности нефти. В зависимости от изменения температуры и давления пар переходит сна- чала в двухфазное состояние пар – вода, затем после конденсации, в горя- чую воду, которая вторгаясь в низкопроницаемые прослои, уменьшает вяз- кость находящееся там нефти. После остановки скважины, также как и при циклическом заводнении, вода начинает вытеснять нефть из НП в ВП. На третьем этапе цикла эксплуатации скважины – давление в ПЗП падает, от- бор нефти увеличивается вследствие ее большей подвижности. Таким об- разом, цикл проведения технологии состоит из трех этапов. Полный цикл длится 3–5 месяцев. Обычно проводят 5–8 циклов за 3–4 года с увеличи- вающейся продолжительностью каждого цикла. Если пласт залегает не- глубоко, то плотность сетки скважин должна быть не более 1–2га/скв. На 1т закаченного пара в среднем за все циклы добывают 1,5–2т нефти (при уменьшении от 10–15т до 0,5–1т). Применяемое оборудование включает парогенератор, трубопроводы, компенсаторы температурных деформаций, устьевое и внутрискважинное оборудование. При закачке теплоносителя могут возникнуть осложнения в эксплуата- ции скважин: вынос песка, образование эмульсий, преждевременный про- рыв пара, нагревание обсадной колонны и добывающего оборудования. Для предупреждения осложнений проводят крепление ПЗП, ограничения отборов вплоть до остановки скважин. 11.7. Внутрипластовое горение. Внутрипластовое горение (ВПГ) основано на способности углеводородов (в данном случае нефти) вступать в химиче- скую реакцию с кислородом. В результате горения в пласте выделяется большое количество тепла, повышается температура, изменяются физиче- ские свойства пластовых флюидов и породы. В отличие от других тепловых методов повышения нефтеотдачи ВПГ позволяет устранить технические проблемы и потери тепла, которые возникают при генерировании его на по- верхности и доставке к пласту путем нагнетания в него теплоносителей [7]. Вызов горения осуществляется на забое скважины – зажигательницы. В нагнетательную скважину закачивается окислитель (обычно воздух) при одновременном разогреве призабойной зоны пласта с помощью забойного электронагревателя, газовой горелки, зажигательных химических смесей и т.п. Вследствие этого ускоряются экзотермические реакции окисления нефти, которые в конечном итоге приводят к созданию процесса горения в призабойной зоне пласта. После инициирования горения непрерывное нагнетание воздуха обес- печивает как поддержание процесса внутрипластового горения, так и пе- ремещение зоны горения по пласту. Ввиду малости размеров зоны горения по сравнению с расстояниями между скважинами зону горения называют фронтом горения. Когда воздух для поддержания горения подается в скважину–зажигательницу, то под давлением фронт горения перемеща- ется в направлении от нагнетательной скважины к добывающей, т.е. в направлении движения нагнетаемого воздуха. Такой процесс горения называется прямоточным в отличие от противоточного, когда фронт горе- ния движется в направлении от добывающей (скважины-зажигательницы) к нагнетательной, т.е. против движения нагнетаемого воздуха. Противо- точное горение пока не получило заметного применения, и далее рассмат- ривается только прямоточное горение. В процессе горения наболее тяжелые фракции нефти, называемые кок- сом, сгорают. Остальная часть нефти нагревается, уменьшаются вязкость, плотность, увеличивается подвижность нефти. Более легкие фракции пе- реходят в парообразную фазу и участвуют в вытеснении жидкой разогре- той нефти. Для различных геолого-промысловых условиях концентрация кокса может составлять 10–40 кг на 1 м 3 пласта. Этот важный параметр процесса горения рекомендуется определять экспериментальным путем в лабораторных условиях. Установлено, что с увеличением плотности и вязкости нефти концентрация кокса увеличивается, а при высоких значе- ниях проницаемости породы – уменьшается. Считается, что при сгорании кокса выделяется тепло в количестве 29–42 МДж/кг. Существуют три основных типа внутрипластового горения: сухое, влажное и сверхвлажное. 11.7.1. Сухое внутрипластовое горение. При сухом внутрипластовом го- рении для поддержания горения закачивается только воздух. Основная до- ля генерируемого в пласте тепла (80 % и более) остается в области позади фронта горения и постепенно рассеивается в окружающие пласт породы. Это тепло оказывает определенное положительное влияние на процесс вы- теснения из не охваченных горением смежных частей пласта [3,7]. Установлено, что в случае поддержания внутрипластового горения пу- тем нагнетания в пласт только газообразного окислителя (воздуха), потеря тепла с нагретой в результате горения породы происходит медленнее вследствие низкой теплоемкости потока воздуха, чем при нагревании по- роды перемещающимся фронтом горения. При перемещении фронта го- рения в качестве топлива расходуется часть нефти, остающаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой, испаривши- мися легкими фракциями нефти впереди фронта горения. Расход воздуха на добычу нефти при сухом внутрипластовом горении, по результатам промысловых испытаний, изменяется в диапазоне 1000– 3000 м 3 (при нормальных условиях) на 1м 3 нефти. Переброска тепла в область впереди фронта горения приведет к при- ближению генерируемого в пласте тепла к зонам, где происходит вытесне- ние нефти из пласта. Такой перенос тепла связан с ускорением теплопере- носа в пласте вследствие добавления воды к нагнетаемому воздуху. 11.7.2. Влажное внутрипластовое горение. Сочетание внутрипластового горения и заводнения называется влажным внутрипластовым горением. Сущность влажного горения заключается в том, что закачиваемая наря- ду с воздухом в определенных количествах вода, испаряясь в окрестности фронта горения, переносит генерируемое тепло в область впереди него, в результате чего в этой области развиваются обширные зоны прогрева, образованные зонами насыщенного пара и сконденсированной горячей во- ды (рис. 11.1). Процесс внутрипластового парогенерирования – одна из важнейших отличительных особенностей процесса влажного горения, определяющая механизм вытеснения нефти из пластов [3,7,22] . Значения соотношений закачиваемых в пласт объемов воды и воздуха укладываются в пределы 1–5м 3 воды на 1000м 3 воздуха (при нормальных условиях), т.е. водовоздушный фактор должен составлять (1–5) 10 –3 м 3 /м 3 Конкретные значения водовоздушного фактора определяются различными геолого–промысловыми условиями осуществления процесса. Однако с увеличением плотности и вязкости нефти (точнее с увеличением концен- трации кокса) величины необходимого водовоздушного фактора умень- шаются. Если значения водовоздушного фактора меньше указанных, то переброска тепла в область впереди фронта горения уменьшается. При за- качке воды в большем количестве метод влажного горения переходит в другие модификации комбинированного воздействия на пласт горением и заводнением. Важно подчеркнуть, что повышенные значения водовоз- душного фактора не приводят к прекращению окислительных экзотерми- ческих процессов в пласте даже в случае прекращения существования вы- сокотемпературной зоны горения. В тоже время заниженные значения его обусловливают снижение эффективности теплового воздействия на пласт и процесса извлечения нефти. Поэтому процесс влажного горения целесо- образно вести с максимально возможными значениями водовоздушного фактора. Распределение температуры в пласте при влажном горении схе- матично изображено на рис.11.3 [7] . Рис. 11.3. Схема процесса влажного горения. Условные обозначения: а – воздух; б – вода; в – смесь пара и воздуха; г – нефть; д – смесь пара и газов горения; е – газы горения. Зоны: 1 – фильтрации закачиваемой воды и воздуха; 2,4 – перегретого пара; 5 – насыщенного пара; 6 – вытеснение нефти горячей водой; 7 – вытеснение нефти водой при пластовой температуре; 8 – фильтрация нефти при начальных условиях; 3 – фронт горения Наиболее высокой температурой характеризуется фронт горения – здесь она достигает 370 С и выше. По мере перемещения фронта горения в пласте формируется несколько характерных, отчетливо выделяющихся температурных зон. В выжженной области за фронтом горения выделяют- ся две температурные зоны. В переходной зоне температура изменяется от температуры нагнетаемых рабочих агентов (воды и воздуха) до температу- ры испарения нагнетаемой воды. Непосредственно к фронту горения при- мыкает зона перегретого пара, образовавшегося в результате испарения нагнетаемой вместе с воздухом воды в породе прогретой до высокой тем- пературы перемещающимся впереди фронтом горения. Передача тепла в область впереди фронта горения осуществляется при влажном горении в основном путем конвективного переноса потоками ис- парившейся нагнетаемой воды и продуктами горения, а также теплопро- водностью. В результате впереди фронта горения образуется несколько температурных зон. Непосредственно к фронту горения примыкает зона перегретого пара, в пределах которой температура падает от температуры фронта горения до температуры конденсации (испарения) пара. Размеры этой зоны относительно невелики, т.к. потери тепла в окружающие пласт породы приводят к быстрому охлаждению фильтрующихся здесь газооб- разных паров воды и продуктов горения, характеризующихся низкой теп- лоемкостью. Основная доля перебрасываемого в область впереди фронта горения тепла концентрируется в зоне насыщенного пара – зоне парового плато, где потери тепла в окружающие породы сопровождается конденса- цией пара, в переходной температурной зоне – зоне горячей воды, образу- ющейся в результате полной конденсации насыщенного пара. Температура в зоне насыщенного пара зависит в основном от уровня пластового давле- ния с учетом доли пара в газовом потоке. Обычно в пределах этой зоны она меняется незначительно и составляет примерно 80–90 % от температу- ры насыщенного пара. Температура в переходной зоне изменяется от тем- пературы конденсации пара до начальной пластовой температуры. Наконец, впереди переходной зоны располагается область, не охвачен- ная тепловым воздействием, соответствующая начальной пластовой тем- пературе. Величина области прогрева пласта впереди фронта горения в значительной мере определяется темпом генерации тепла на фронте горе- ния (а следовательно, темпом нагнетания воздуха) и водовоздушным факто- ром. С увеличением последнего размер области прогрева пласта увеличива- ется. Если процесс влажного горения осуществляется при максимально воз- можном значении водовоздушного фактора или близком к нему, то практи- чески все накопленное в пласте тепло будет располагаться в области впере- ди фронта горения, а размеры этой области будут максимальны. Распределение температурного поля при влажном горении обусловлива- ется в основном генерированием пара на фронте горения и нагреванием этим паром области пласта впереди фронта горения. Поэтому при влажном горе- нии температурная обстановка впереди фронта горения во многом аналогич- на распределению температуры при нагнетании в пласт пара (рис.11.4.). Рис. 11.4. Схема вытеснения нефти паром. Условные обозначения: а – пар; б – вода; в – нефть. Зоны: 1 – насыщенного пара; 2 – вытеснение нефти горячей водой; 3 – вытеснение нефти водой при пластовой температуре; 4 – фильтрация нефти при начальных условиях. Таким образом, при влажном горении будут реализовываться те же ме- ханизмы вытеснения нефти, что и при нагнетании в пласт пара, а именно механизм вытеснения нефти паром и горячей водой, механизм смешиваю- щегося вытеснения испарившимися в зоне пара легкими фракциями нефти. Вместе с тем, поскольку для реализации внутрипластового горения в пласт нагнетаются воздух и вода, проявляется также и механизм вытеснения нефти водогазовыми смесями. Кроме того, на процесс извлечения нефти могут оказывать влияние продукты горения и окисления нефти в пористой среде, а также физико–химические превращения самой породы коллекто- ра. В процессе горения образуется значительное количество углекислого газа, что, создает условия для проявления механизма вытеснения нефти углекислым газом. Этот механизм может существенно усилиться в случае осуществление процесса внутрипластового горения в коллекторах карбо- натного типа в связи с появлением дополнительных количеств углекислого газа вследствие термического и химического разложения карбонатов. Уг- лекислый газ вместе с нефтью и водой может образовывать пену, которая оказывает положительное влияние на процесс вытеснения нефти. В про- цессе горения образуется также поверхностно–активные вещества (ПАВ), спирты и другие химические соеденения, что может обусловить проявле- ние механизма вытеснения нефти эмульсиями. Таким образом, при осуществлении внутрипластового горения прояв- ляются большинство из известных к настоящему времени процессов, уве- личивающих нефтеотдачу пластов: газовые, физико-химические, гидроди- намические. Именно этим объясняются наблюдаемые при внутрипласто- вом горении в лабораторных и промысловых условиях высокие показатели степени извлечения нефти. Размер области прогрева пласта впереди фронта горения при реализа- ции влажного горения такого же порядка, как и выжженной зоны, и в большинстве случаев может достигать величины 100–150 м и более. Поэтому, с одной стороны, появляется возможность применения метода влажного горения при сравнительно редких сетках размещения скважин (0,16–0,20 км 2 /скв. и более), а с другой – отпадает необходимость доводить фронт горения до добывающих скважин, в результате чего сокращается расход воздуха на добычу нефти. Только за счет развития области прогре- ва пласта впереди фронта горения расход воздуха может сократиться в среднем в 1,5–2,0 раза. Дополнительная экономия в расходе воздуха на добычу нефти может быть достигнута за счет перемещения по пласту путем нагнетания не нагретой воды созданной в результате влажного горения теп- ловой оторочки. В целом же считается, что при влажном горении расход воздуха на добычу нефти сокращается в 2,5–3 раза и более, чем при сухом горении. Значительное сокращение расхода воздействия на добычу нефти при влажном горении является важной предпосылкой расширения области применения теплового воздействия на более глубоко залегающие пласты. Метод влажного горения осуществим на объектах со значительным диапазоном изменения геолого-физических условий. Появляется возмож- ность разработки этим методом месторождений нефти средней и малой вязкости, в том числе после заводнения. При повышенных значениях водовоздушного фактора возникают раз- новидности комбинированной технологии, основанные на сочетании за- воднения с внутрипластовыми окислительными реакциями. В этом случае фронт горения, как и примыкающие к нему зоны перегретого пара, прекра- тят свое существование, а закачиваемый воздух поступит в зону насы- щенного пара, где он вступает в экзотермические реакции с нефтью. Отметим, что скорость протекания окислительных процессов довольно высока и при температурах характерных для зоны пара (200 С и выше). Такой процесс назван сверхвлажным горением. При сверхвлажном горе- нии холодная вода вторгается в зону горения еще до того момента, когда сгорит вся оставшаяся в виде топлива нефть. В этом случае нагрев и испа- рение воды, регенерация тепла и его образование в результате окислитель- ных реакций сосредоточены в единой зоне. Скорость перемещения воды определяется темпом нагнетания. И будет существенно выше, чем ско- рость перемещения фронта горения. Таким образом, при сверхвлажном горении достигается существенное сокращение затрат воздуха на добычу нефти. Для поддержания сверх- влажного горения требуются небольшие концентрации топлива. Поэтому с применением метода сверхвлажного горения связывают значительные перспективы повышения нефтеотдачи пластов, содержащих нефти малой вязкости, в том числе и после заводнения. К основным недостаткам методов вытеснения нефти с применением внутрипластового горения относятся: - необходимость применения мер по охране окружающей среды и утили- зации продуктов горения; - необходимость принятия мер по предотвращению коррозии оборудо- вания; - возможность проявления гравитационных эффектов и снижения вслед- ствие этого охвата пласта тепловым воздействием. 11.8. Метод термогазового воздействия. Метод термогазового воздей- ствия (ТГВ) относится к тепловым методам. Применяется на месторожде- ниях легкой нефти с повышенными температурами с выше 65 0 С и боль- ших пластовых давлениях. Как и при внутрипластовом горении, продукты окисления азот, двуокись углерода, а также легкие фракции нефти являют- ся вытесняющим газовым агентам, смешивающимся с нефтью, и обеспе- чивают увеличение ее подвижности. Это способствует увеличению КИН, особенно при разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Технология ТГВ применялось на опытно–промышленном участке Средне – Назымского месторождения, пласт Ю 0 , баженовская свита. По результатам лабораторных исследований плотность пластовой нефти 711– 767 кг/м 3 , давление насыщения 15,4 МПа, пластовое давление Р пл =33,7 МПа, глубина залегания 2720–2740м. Принятые подсчетные параметры ко- эффициенты: пористости 0,08, нефтенасыщенности 0,85. Коэффициенты проницаемости по результатам обработки гидродинамических исследова- ний (0,02 – 7,9) *10 –15 м 2 . Термогазовое воздействие на опытном участке реализуется путем закачки водовоздушной смеси. Либо совместной закач- кой, либо чередующейся закачкой воздуха и воды. На скв. 219 среднее вододовоздушное отношение изменяется в преде- лах от 0,0001–0,01.Циклический характер закачки позволяет сочетать свойства термического и гидродинамического воздействия на пласт. Объ- ем закачки воздуха 24000 тыс.м 3 /сут, воды – 2.4 –240 м 3 /сут. На устье дав- ление закачки газа составляло 10–35 МПа, воды – 15–40 МПа. Суммарный отбор жидкости из 4–х добывающих скважин 401,3000,3001, 3002 соста- вил 150–400м 3 /сут. Термогазовое воздействие рекомендуется проводить на залежах с АВПД в битуминозных коллекторах. |