Коэффициент вытеснения нефти паром и горячей водой. Вытеснения нефти паром


Коэффициент вытеснения нефти паром и горячей водой

В реальных пластовых условиях при паротепловом воздействии вытеснение нефти осу­ществляется как паром, так и водой перемен­ной температуры.

Для определения значений коэффициентов вытеснения эксперименты проводились при температурах 150, 200 и 275° С и давлении 7,5 МПа в изотермических условиях, а эффектив­ность процесса оценивалась методом матери­ального баланса к моменту прокачки через по­ристую среду двух паровых объемов вытесня­ющей жидкости и по данным экстрагирования образцов пористой среды.

Лабораторные эксперименты позволили ус­тановить высокую эффективность вытеснения нефти как паром, так и водой (рис. 49). При температуре 150° С коэффициент вытеснения водой несколько выше, чем при воздействии паром (0,714 против 0,689). При температурах 200 и 275° С воздействие паром выше (0,778 и 0,765; 0,815 и 0,799 соответственно). Повышение значения коэффициентов вы­теснения нефти паром по сравнению с горячей водой можно объяснить возможностью испаре­ния легкокипящих фракций нефти и действую­щих как растворители.

При вытеснении нефти горячей водой без­водный период добычи нефти был более про­должителен, а коэффициенты вытеснения в этот период составляли 60—65%. После прорыва об­водненность нефти резко возрастала и при про­качке одного парового объема достигала 97—98%.

При вытеснении нефти паром безводный период практически отсутствовал. Обводнен­ность продукции в начальный период составля­ла 25—30%, а затем неуклонно увеличивалась. Связанная вода, находящаяся в поровой среде, при нагревании модели пласта переходила в пар с образованием двухфазной системы пар — нефть.

Был исследован также вариант вытеснения нефти паром после вытеснения ее горячей во­дой, что реально соответствует практическим условиям. Как показали опыты, объем допол­нительно добытой нефти после такого воздей­ствия составлял 4,8—10,8%, а коэффициент вы­теснения — значительно выше.

При непрерывном вытеснении нефти паром выделяют следующие основные механизмы. В зоне пара основными механизмами являются вытеснение паром и гравитационное разделение. В зоне горячего конденсата (горячая вода) имеет место снижение вязкости, изменение проницаемости под действием тепла, тепловое расширение и внутрипластовое вытеснение ра­створителем.

Вследствие нагрева породы пласта и насы­щающих его флюидов, а также потерь тепла в окружающие породы происходит охлаждение теплоносителя. В результате этого тепловой фронт отстает от гидродинамического. В связи с этим по мере нагнетания теплоносителя и раз­вития зоны с повышенной температурой про­исходит интенсивная промывка пласта вне этой зоны охлажденным конденсатом (водой).

Разность температур и давлений по зонам прогрева пласта способствует переносу тепло­вой энергии и перемещению в пространстве более горячих молярных зон в зоны с более низкими температурами, т. е. переносу самой жидкостной и газообразной среды. В результа­те осуществляется вынужденный и естествен­ный конвективный теплообмен.

Существенное влияние на скорость тепло-массопереноса оказывают нефтенасыщенная толщина, количество продуктивных и непродук­тивных иропластков, соотношение проницаемых продуктивных пропластков и их взаимное рас­положение в разрезе объекта, насыщенность ропластков флюидами, теплофизические ха­рактеристики пласта и окружающих его пород.

Похожие статьи:

poznayka.org

6. Вытеснение нефти горением.

Вязкость нефти должна быть более 10 мПа·с, так как для поддержания процесса горения нефти в пласте требуется достаточ­ное содержание в ней кокса (асфальтенов).

При толщине пласта менее 3 м и проницаемости менее 0,1 мкм2 этот метод нецелесообразен из-за больших непродуктивных потерь теплоты в кровлю и подошву залежи.

Требуется глубина пласта более 150 м, чтобы обеспечить доста­точную толщину покрывающих пород для контроля за процессом горения и не допустить прорыва продуктов горения на поверхность.

7. Вытеснение нефти паром.

Толщина пласта менее 6 м недопустима по экономическим со­ображениям. Процесс вытеснения нефти паром становится невыгод­ным из-за больших потерь теплоты через кровлю и подошву залежи.

Глубина залегания пласта не должна превышать 1200 м из-за потерь теплоты в стволе скважины, которые достигают 3 % на каждые 100 м глубины, и технических трудностей обеспечения прочности колонн, особенно у устья скважин.

Желательно, чтобы проницаемость пласта была более 0,2 - 0,3 мкм2, а темп вытеснения нефти был достаточно высоким для уменьшения потерь теплоты в кровлю и подошву залежи.

Общие потери теплоты в стволе скважин и в пласте не должны превышать 50 % поданной на устье нагнетательной скважины, чтобы получить экономический эффект от процесса.

  1. Вытеснение нефти раствором щелочи.

Ограничения в применении этого метода увеличения нефтеотдачи пластов минимальные.

Эффективность его применения зависит прежде всего от состава пластовой нефти.

Метод неприменим, если пластовая нефть обладает малым индексом кислотности (отношение содержания гидроокиси калия к массе нефти)- менее 0,5 мг/г.

Применение щелочных растворов не ограничивается температу­рой и типом коллектора. В отличие от всех других физико-химиче­ских методов щелочные растворы вполне применимы при темпера­турах до 150-200 °С, а также в карбонатных пластах.

Поскольку щелочные растворы повышают смачиваемость по­роды пласта водой, то они обладают преимуществом перед дру­гими методами для применения в предпочтительно гидрофобных и гидрофобизованных пластах.

Применение щелочных растворов неэффективно в пластах с большим содержанием глин (более 10%), в которых коэф­фициент вытеснения нефти такой же, как и обычной водой.

Все приведенные критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи пластов можно использовать лишь для первичного отбора методов, определения перспектив их внедрения и потен­циальных масштабов применения.

При выборе методов повышения нефтеотдачи пластов для какого-либо конкретного месторождения нефти может сложиться ситуация, когда исходя из указанных критериев, понадобятся два-три метода. В этом случае принятие решения о применении того или иного метода повышения нефтеотдачи пластов должно основы­ваться на детальных технологических и экономических расчетах с учетом наличия материально-технических средств и капитальных вложений, а также целей по добыче нефти.

Некоторая часть запасов нефти на многих месторождениях (с сильнотрещиноватыми пластами) вообще непригодна для при­менения всех известных методов увеличения нефтеотдачи пластов, кроме циклического заводнения. Для таких запасов нефти необхо­дим целенаправленный поиск неизвестных методов или видоизме­нение, комбинирование известных разработанных методов воздей­ствия на пласты со специфическими геолого-физическими свой­ствами.

studfiles.net

ТЕХНОЛОГИЯ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ ФИЗИЧЕСКИМИ ПОЛЯМИ

⇐ ПредыдущаяСтр 16 из 24Следующая ⇒

Тепловые методы

Высокая вязкость нефти – один из факторов, определяющих ее малую подвижность и неудовлетворительную эффективность извлечения.

Для извлечения остаточной нефти применяются методы искусственного теплового воздействия на пласт – внутрипластовое горение, вытеснение нефти паром, горячей водой и пароциклические обработки скважин, а также используют импульсно-ударное и вибрационное воздействие.

 

Вытеснение нефти с применением внутрипластового горения

 

Метод основан на способности углеводородов (нефти) в пласте вступать с кислородом воздуха в окислительную реакцию, которая сопровождается выделение теплоты. Отличается от горения на поверхности тем, что тепло не исчезает, а остается в пласте.

Процесс горения нефти в пласте начинается вблизи забоя нагнетательной скважины, начало горения производится при помощи забойного электронагревателя, газовой горелки, зажигательных химических смесей и т.п.

После инициирования горения непрерывное нагнетание воздуха в пласт обеспечивает как поддержание процесса внутрипластового горения, так и перемещение фронта горения по пласту.

При перемещении фронта горения в качестве топлива расходуется часть нефти, остающаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой. Сгорают наиболее тяжелые фракции нефти (битум) или так называемый кокс. Концентрация кокса может составлять от 10-40 кг на 1м3 пласта.

В случае обычного (сухого) внутрипластового горения, т.е. процесса, когда для поддержания горения закачивается только воздух, основная доля тепла в пласте остается в области позади фронта горения. Это тепло оказывает положительное влияние на процесс последующего вытеснения нефти водой из не охваченных горением смежных частей пласта.

В последние годы стал использоваться метод влажного горения.

Процесс заключается в том, что в пласт вместе с воздухом закачивается в определенных количествах вода, которая, соприкасаясь с нагретой движущимся фронтом горения породой, испаряется. Пар переносит теплоту в область впереди фронта горения, в результате чего в этой области развиваются обширные зоны прогрева, выраженные в основном зонами насыщенного пара и сконденсированной горячей воды. Внутрипластовое парогенерирование – одна из особенностей процесса влажного горения. Объем закачки составляет на 1000м3 воздуха до 5м3 воды. Конкретные значения водовоздушного фактора определяются многими геолого – физическими и технологическими условиями. Если значения в.в. фактора меньше указанных, то переброска тепла в область впереди фронта горения уменьшается, снижается эффективность теплового воздействия на пласт и извлечения нефти. Для процесса влажного горения важно, чтобы значения в.в. отношения было оптимальным.

По мере перемещения фронта горения формируются несколько температурных зон:

1. Наиболее высокая температура достигается в зоне фронта горения – от 370 и выше.

2. Область, где происходит фильтрация воздуха и воды, температура уменьшается до температуры нагнетаемых рабочих агентов.

3. Примыкаемая к фронту горения зона перегретого и насыщенного пара.

4. Зона с начальной пластовой температурой.

Рис.6.1. 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

При влажном горении – впереди фронта горения образуется большая зона прогрева пласта и жидкостей, размер которой достигает до 150м. Это говорит о том, что метод в.г. может применяться на оптимальных сетках размещения скважин (16-20 га/скв) без доведения фронта горения до добывающих скважин, в результате чего сокращается расход воздуха на добычу нефти.

Недостатки метода:

1. Ограничение глубиной – (до 1500м)

2. Бурение дополнительных нагнетательных скважин дублеров для раздельной подачи воздуха и воды.

3. Неравномерное выгорание пласта изменяют его свойства, что усложняет в дальнейшем применение каких- либо методов извлечения нефти.

 

Вытеснение нефти паром

Вытеснение нефти паром – распространенный метод увеличения нефтеотдачи пластов. Пар нагнетают с поверхности в пласт с низкой температурой и высокой вязкостью нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности.

 

 

Рис.6.2. 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.

 

В пласте образуется три зоны, различающиеся по температуре, насыщению и характеру вытеснения:

1. Зона пара вокруг нагнетательной скважины с температурой, изменяющейся от температуры пара до температуры начала конденсации (400-200), в которой происходит выделение из нефти легких фракций и перенос их паром по пласту, т.е. совместная фильтрация пара и легких фракций нефти.

2. Зона горячего конденсата, в которой температура изменяется от температуры начала конденсации (200) до пластовой, а горячий конденсат (вода) вытесняет легкие фракции и нефть.

3. Зона с начальной пластовой температурой, не охваченная тепловым воздействием, в которой происходит вытеснение нефти пластовой водой. При нагреве пласта происходит дистилляция (разделение) нефти, снижение вязкости, изменение фазовых проницаемостей, подвижность нефти, воды.

Продвижение по пласту зон пара и горячего конденсата сопровождается потерями, уходом теплоты из нефтяного пласта в окружающие породы.

При малой толщине нефтяного пласта на границе с окружающими породами всегда будет высокая температура, относительная поверхность теплообмена (по отношению к объему пласта) большая. При больших расстояниях между скважинами применение пара нецелесообразно.

При использовании метода выбирают пласты >15м с плотностью сеток 4-8 га/скв.

Метод применяют на Украине, в Краснодарском крае.

Недостатки:

1. Необходимость применения чистой высококачественной воды для парогенератора. Обработка воды химическими реагентами.

2. Вытеснение нефти паром из песчаных пластов после прогрева к добывающим скважинам сопровождается выносом песка – а из глинистых пластов – снижением проницаемости.

3. При глубине больше 1000м происходит потеря теплоты до 45%.

 

6.1.3.Циклическое нагнетание пара.

 

Циклическое нагнетание пара в пласт или пароциклические обработки добывающих скважин осуществляют периодическим нагнетанием пара в нефтяной пласт через добывающие скважины. Цель технологии – в том, чтобы прогреть пласт и нефть в призабойных зонах добывающих скважин, снизить вязкость нефти, увеличить приток нефти к скважинам. При нагнетании в пласт пар внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне происходит перераспределение насыщенности за счет капиллярных сил – горячий конденсат вытесняет маловязкую нефть из мелких пор и слабопроницаемых слоев (линз). В крупные поры и высокопроницаемые слои.

Читайте также:

lektsia.com

Вытеснение нефти паром.



На основании лабораторных и промысловых опытов установлено, что наиболее эффективным рабочим агентом, используемым для увеличения нефтеотдачи, является насыщенный водяной пар высоких давлений (8-15 МПа) со следующими отличительными свойствами.

1. Высокая энтальпия благодаря скрытой теплоте парообразования. При степени сухости пара 0,8 (80% пара и 20% воды) в пласт можно ввести значительно больше тепла (в расчете на единицу массы закачиваемого объекта), чем во время нагнетания горячей воды (в 3-3,5 раза).

2. Объем пара может быть в 25-40 раз больше, чем объем воды.

3. Пар в состоянии вытеснить почти до 90% нефти из пористой среды.

В процессе вытеснения нефти паром пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкости Вытеснение нефти паром. нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. В пласте образуются три следующие зоны, различающиеся по температуре, насыщению и характеру вытеснения.

1. Зона пара вокруг нагнетательной скважины с температурой, изменяющейся от температуры начала конденсации (400-200 °С), в которой происходят экстракция из нефти легких фракций (дистилляция нефти) и перенос (вытеснение) их по пласту, т. е. совместная фильтрация пара и легких фракций нефти.

2. Зона горячего конденсата, в которой температура изменяет-ся от температуры начала конденсации(200 °С) до пластовой, а горячий конденсат (вода) в неизотермических условиях вытесняет легкие фракции нефти.

Рис. 7.7. Распределение температуры Т и насыщенности S по длине однородного образца L при вытеснении Вытеснение нефти паром. нефти паром.

Зона: I - дистилляция нефти; II - конденсация легких фракций нефти и пара; III - конвективного прогрева пласта и объемного расширения нефти

3. Зона с начальной пластовой температурой, не охваченная тепловым воздействием, в которой происходит вытеснение нефти пластовой водой.

Зоны пара и горячего конденсата по мере продолжения процесса расширяются, а третья зона с начальной пластовой температурой сокращается. В конечном счете, зона горячего конденсата, а затем и зона пара могут достигнуть добывающих скважин. Тогда горячая вода и пар прорываются в скважины и извлекаются с нефтью на поверхность. После этого продолжение процесса нагнетания пара практически нецелесообразно.

Увеличение нефтеотдачи пласта в процессе нагнетания в него Вытеснение нефти паром. пара достигается за счет снижения вязкости нефти под воздействием температуры, что способствует улучшению охвата пласта процессом, а также за счет расширения нефти, перегонки ее с паром и экстрагирования растворителем, что повышает коэффициент вытеснения. Основную долю эффекта вытеснения нефти (40-50%) обеспечивает снижение вязкости нефти, затем дистилляция нефти и изменение подвижностей (18-20%) и в меньшей степени -расширение и смачиваемость пласта.

Продвижение по пласту зон пара и горячего конденсата сопровождается потерями, уходом теплоты из нефтяного пласта в окружающие породы, которые пропорциональны температуре этих зон на границе с окружающими породами, температуре на поверхности контакта с ними, продолжительности контакта и др.

При малой толщине нефтяного пласта на Вытеснение нефти паром. границе с окружающими породами всегда будет высокая температура, относительная поверхность теплообмена (по отношению к объему пласта) также будет очень большой, вследствие чего при больших расстояниях между скважинами применение пара, как правило, неэффективно. Поэтому для оптимальной технологии и систем вытеснения нефти паром характерно то, что способствует сокращению потерь теплоты и достижению более полного и равномерного прогрева всего объема залежей.

С этой целью для этого метода выбирают нефтяные пласты с Достаточно большой толщиной (15 м и более), вскрывают их в нагнетательных скважинах в средней части, системы размещения скважин принимают площадные с плотностью сетки от 1 — 2 до 4 — 8 га/скв, обеспечивает максимально высокий темп Вытеснение нефти паром. нагнетания пара с чередующейся закачкой пара и воды, после достаточного прогрева пластов переходят на их заводнение и др.

К недостаткам метода вытеснения нефти паром следует прежде всего отнести необходимость применения высококачественной чистой воды для парогенераторов, чтобы получить пар с насыщенностью 80% и теплоемкостью 5000 кДж/кг. В воде, питающей парогенератор, должно содержаться менее 0,005 мг/л твердых взвешенных частиц и полностью должны отсутствовать органические вещества (нефть, соли), растворенный газ (особенно кислород), а также катионы магния и кальция (нулевая жесткость).

Обработка воды химическими реагентами, умягчение, удаление газов, обессоливание требуют больших расходов, иногда достигающих 30-35% от общих расходов на производство пара.

Вытеснение нефти паром из песчаных пластов Вытеснение нефти паром. после прогрева и подхода фронта пара к добывающим скважинам сопровождается выносом песка, а из глинистых пластов — снижением их проницаемости, что создает дополнительные трудности.

Отношение подвижностей пара и нефти хуже, чем отношение подвижностей воды и нефти, поэтому охват пласта вытеснением паром ниже, чем при заводнении, особенно в случае вязкостей нефти более 800—1000 мПа-с. Повышение охвата пластов процессом вытеснения нефти паром — одна из основных проблем, требующих решения. Другая, наиболее сложная проблема при применении пара — сокращение потерь теплоты через обсадные колонны нагнетательных скважин, которые в обычных условиях достигают 3 — 4 % на каждые 100 м глубины скважины.

При больших глубинах скважин (1000 м и более) потери теплоты Вытеснение нефти паром. в нагнетательных скважинах могут достигать 35 — 45 % и более от поданной на устье скважины, что сильно снижает экономическую эффективность процесса. Термоизоляция паронагнетательных труб особенно в глубоких скважинах снижает эти потери, но при этом встречаются технические трудности. Цементация колонны должна осуществляться до самого устья скважины. Цемент должен быть расширяющимся со специальными добавками (до 30 — 60 % кремнезема), термостойким.

Основное ограничение на применение метода — глубина не более 800—1000 м. С повышением темпа нагнетания пара потери теплоты резко снижаются.

Взаимодействие пара с карбонатными породами вызывает их диссоциацию (разложение), сопровождающуюся образованием углекислого газа, кальция, магния и др. Хотя наличие углекислого газа в пласте может улучшать процесс вытеснения нефти Вытеснение нефти паром. паром, не исключена возможность засорения пористой среды образовавшимися твердыми веществами, т. е. снижения продуктивности пластов.

documentadvtdpp.htmldocumentadvtkzx.htmldocumentadvtskf.htmldocumentadvtzun.htmldocumentadvuhev.html Документ Вытеснение нефти паром.

rvu.deutsch-service.ru

6. Вытеснение нефти горением.

Вязкость нефти должна быть более 10 мПа·с, так как для поддержания процесса горения нефти в пласте требуется достаточ­ное содержание в ней кокса (асфальтенов).

При толщине пласта менее 3 м и проницаемости менее 0,1 мкм2 этот метод нецелесообразен из-за больших непродуктивных потерь теплоты в кровлю и подошву залежи.

Требуется глубина пласта более 150 м, чтобы обеспечить доста­точную толщину покрывающих пород для контроля за процессом горения и не допустить прорыва продуктов горения на поверхность.

7. Вытеснение нефти паром.

Толщина пласта менее 6 м недопустима по экономическим со­ображениям. Процесс вытеснения нефти паром становится невыгод­ным из-за больших потерь теплоты через кровлю и подошву залежи.

Глубина залегания пласта не должна превышать 1200 м из-за потерь теплоты в стволе скважины, которые достигают 3 % на каждые 100 м глубины, и технических трудностей обеспечения прочности колонн, особенно у устья скважин.

Желательно, чтобы проницаемость пласта была более 0,2 - 0,3 мкм2, а темп вытеснения нефти был достаточно высоким для уменьшения потерь теплоты в кровлю и подошву залежи.

Общие потери теплоты в стволе скважин и в пласте не должны превышать 50 % поданной на устье нагнетательной скважины, чтобы получить экономический эффект от процесса.

  1. Вытеснение нефти раствором щелочи.

Ограничения в применении этого метода увеличения нефтеотдачи пластов минимальные.

Эффективность его применения зависит прежде всего от состава пластовой нефти.

Метод неприменим, если пластовая нефть обладает малым индексом кислотности (отношение содержания гидроокиси калия к массе нефти)- менее 0,5 мг/г.

Применение щелочных растворов не ограничивается температу­рой и типом коллектора. В отличие от всех других физико-химиче­ских методов щелочные растворы вполне применимы при темпера­турах до 150-200 °С, а также в карбонатных пластах.

Поскольку щелочные растворы повышают смачиваемость по­роды пласта водой, то они обладают преимуществом перед дру­гими методами для применения в предпочтительно гидрофобных и гидрофобизованных пластах.

Применение щелочных растворов неэффективно в пластах с большим содержанием глин (более 10%), в которых коэф­фициент вытеснения нефти такой же, как и обычной водой.

Все приведенные критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи пластов можно использовать лишь для первичного отбора методов, определения перспектив их внедрения и потен­циальных масштабов применения.

При выборе методов повышения нефтеотдачи пластов для какого-либо конкретного месторождения нефти может сложиться ситуация, когда исходя из указанных критериев, понадобятся два-три метода. В этом случае принятие решения о применении того или иного метода повышения нефтеотдачи пластов должно основы­ваться на детальных технологических и экономических расчетах с учетом наличия материально-технических средств и капитальных вложений, а также целей по добыче нефти.

Некоторая часть запасов нефти на многих месторождениях (с сильнотрещиноватыми пластами) вообще непригодна для при­менения всех известных методов увеличения нефтеотдачи пластов, кроме циклического заводнения. Для таких запасов нефти необхо­дим целенаправленный поиск неизвестных методов или видоизме­нение, комбинирование известных разработанных методов воздей­ствия на пласты со специфическими геолого-физическими свой­ствами.

studfiles.net

Вытеснение нефти паром.

На основании лабораторных и промысловых опытов установлено, что наиболее эффективным рабочим агентом, используемым для увеличения нефтеотдачи, является насыщенный водяной пар высоких давлений (8-15 МПа) со следующими отличительными свойствами.

1. Высокая энтальпия благодаря скрытой теплоте парообразования. При степени сухости пара 0,8 (80% пара и 20% воды) в пласт можно ввести значительно больше тепла (в расчете на единицу массы закачиваемого объекта), чем во время нагнетания горячей воды (в 3-3,5 раза).

2. Объем пара может быть в 25-40 раз больше, чем объем воды.

3. Пар в состоянии вытеснить почти до 90% нефти из пористой среды.

В процессе вытеснения нефти паром пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкости нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. В пласте образуются три следующие зоны, различающиеся по температуре, насыщению и характеру вытеснения.

1. Зона пара вокруг нагнетательной скважины с температурой, изменяющейся от температуры начала конденсации (400-200 °С), в которой происходят экстракция из нефти легких фракций (дистилляция нефти) и перенос (вытеснение) их по пласту, т. е. совместная фильтрация пара и легких фракций нефти.

2. Зона горячего конденсата, в которой температура изменяет-ся от температуры начала конденсации(200 °С) до пластовой, а горячий конденсат (вода) в неизотермических условиях вытесняет легкие фракции нефти.

Рис. 7.7. Распределение температуры Т и насыщенности S по длине однородного образца L при вытеснении нефти паром.

Зона: I - дистилляция нефти; II - конденсация легких фракций нефти и пара; III - конвективного прогрева пласта и объемного расширения нефти

 

3. Зона с начальной пластовой температурой, не охваченная тепловым воздействием, в которой происходит вытеснение нефти пластовой водой.

Зоны пара и горячего конденсата по мере продолжения процесса расширяются, а третья зона с начальной пластовой температурой сокращается. В конечном счете, зона горячего конденсата, а затем и зона пара могут достигнуть добывающих скважин. Тогда горячая вода и пар прорываются в скважины и извлекаются с нефтью на поверхность. После этого продолжение процесса нагнетания пара практически нецелесообразно.

Увеличение нефтеотдачи пласта в процессе нагнетания в него пара достигается за счет снижения вязкости нефти под воздействием температуры, что способствует улучшению охвата пласта процессом, а также за счет расширения нефти, перегонки ее с паром и экстрагирования растворителем, что повышает коэффициент вытеснения. Основную долю эффекта вытеснения нефти (40-50%) обеспечивает снижение вязкости нефти, затем дистилляция нефти и изменение подвижностей (18-20%) и в меньшей степени -расширение и смачиваемость пласта.

Продвижение по пласту зон пара и горячего конденсата сопровождается потерями, уходом теплоты из нефтяного пласта в окружающие породы, которые пропорциональны температуре этих зон на границе с окружающими породами, температуре на поверхности контакта с ними, продолжительности контакта и др.

При малой толщине нефтяного пласта на границе с окружающими породами всегда будет высокая температура, относительная поверхность теплообмена (по отношению к объему пласта) также будет очень большой, вследствие чего при больших расстояниях между скважинами применение пара, как правило, неэффективно. Поэтому для оптимальной технологии и систем вытеснения нефти паром характерно то, что способствует сокращению потерь теплоты и достижению более полного и равномерного прогрева всего объема залежей.

С этой целью для этого метода выбирают нефтяные пласты с Достаточно большой толщиной (15 м и более), вскрывают их в нагнетательных скважинах в средней части, системы размещения скважин принимают площадные с плотностью сетки от 1 — 2 до 4 — 8 га/скв, обеспечивает максимально высокий темп нагнетания пара с чередующейся закачкой пара и воды, после достаточного прогрева пластов переходят на их заводнение и др.

К недостаткам метода вытеснения нефти паром следует прежде всего отнести необходимость применения высококачественной чистой воды для парогенераторов, чтобы получить пар с насыщенностью 80% и теплоемкостью 5000 кДж/кг. В воде, питающей парогенератор, должно содержаться менее 0,005 мг/л твердых взвешенных частиц и полностью должны отсутствовать органические вещества (нефть, соли), растворенный газ (особенно кислород), а также катионы магния и кальция (нулевая жесткость).

Обработка воды химическими реагентами, умягчение, удаление газов, обессоливание требуют больших расходов, иногда достигающих 30-35% от общих расходов на производство пара.

Вытеснение нефти паром из песчаных пластов после прогрева и подхода фронта пара к добывающим скважинам сопровождается выносом песка, а из глинистых пластов — снижением их проницаемости, что создает дополнительные трудности.

Отношение подвижностей пара и нефти хуже, чем отношение подвижностей воды и нефти, поэтому охват пласта вытеснением паром ниже, чем при заводнении, особенно в случае вязкостей нефти более 800—1000 мПа-с. Повышение охвата пластов процессом вытеснения нефти паром — одна из основных проблем, требующих решения. Другая, наиболее сложная проблема при применении пара — сокращение потерь теплоты через обсадные колонны нагнетательных скважин, которые в обычных условиях достигают 3 — 4 % на каждые 100 м глубины скважины.

При больших глубинах скважин (1000 м и более) потери теплоты в нагнетательных скважинах могут достигать 35 — 45 % и более от поданной на устье скважины, что сильно снижает экономическую эффективность процесса. Термоизоляция паронагнетательных труб особенно в глубоких скважинах снижает эти потери, но при этом встречаются технические трудности. Цементация колонны должна осуществляться до самого устья скважины. Цемент должен быть расширяющимся со специальными добавками (до 30 — 60 % кремнезема), термостойким.

Основное ограничение на применение метода — глубина не более 800—1000 м. С повышением темпа нагнетания пара потери теплоты резко снижаются.

Взаимодействие пара с карбонатными породами вызывает их диссоциацию (разложение), сопровождающуюся образованием углекислого газа, кальция, магния и др. Хотя наличие углекислого газа в пласте может улучшать процесс вытеснения нефти паром, не исключена возможность засорения пористой среды образовавшимися твердыми веществами, т. е. снижения продуктивности пластов.

Дата добавления: 2015-08-09; просмотров: 119 | Нарушение авторских прав

Читайте в этой же книге: Гидродинамические параметры, определяемые при исследовании скважин и пластов. | Исследование нагнетательных скважин. | Изучение профилей притока и поглощения пластов добывающих и нагнетательных скважин. | Понятие о термодинамических методах исследования скважин. | Нормы отбора нефти и газа из скважин и пластов. | Выбор оборудования и приборов для исследования. | Критерий применяемости заводнения | Выбор и расположение нагнетательных скважин. | Определение количества воды, необходимой для осуществления заводнения, давления нагнетания, приемистости и числа нагнетательных скважин. | Требования, предъявляемые к нагнетаемой в пласт воде. |mybiblioteka.su - 2015-2018 год. (0.013 сек.)

mybiblioteka.su

Вытеснение нефти перегретым паром

⇐ ПредыдущаяСтр 2 из 3Следующая ⇒

Водяной пар благодаря скрытой теплоте парообразования обладает значительно большим теплосодержанием, чем горячая вода. Если вода при температуре 148,9°С содержит 628 кДж/кг тепла, то насыщенный пар при той же температуре – 2742 кДж/кг, т.е. более чем в 4 раза. Но это еще не означает, что пар отдаст пласту в 4 раза больше тепла, чем-то же количество воды. Если пластовая температура равна 65°С, то 1 кг воды, нагретой до 148,9°С передает пласту 356 кДж, а 1 кг пара при тех же условиях – 2470 кДж, т.е. почти в 7 раз больше. Поэтому при помощи пара в пласт можно внести значительное количество тепла в расчете на единицу веса нагнетаемого агента. Кроме того, при одинаковых условиях 1 кг пар занимает в 25-40 раз больший объем и может вытеснить наибольший объем нефти, чем горячая вода.

При закачке пара в нефтяной пласт используют насыщенный влажный пар, представляющий собой смесь пара и горячего конденсата. Степень сухости закачиваемого в пласт пара находится в пределах 0,3-0,8. Чем выше степень сухости пара, равная отношению массы пар к массе горячей воды при одинаковом давлении и температуре, тем больше у него теплосодержание по сравнению с горячей водой. К примеру, при давлении 10 МПа и температуре 309°С у влажного пара со степенью сухости 0,6 теплосодержание почти в 1,6 раза больше, чем у горячей воды.

Процесс распространения тепла в пласте и вытеснение нефти при нагнетании в пласт водяного пара является более сложным, чем при нагнетании горячей воды. Пар нагнетают в пласты через паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности, извлечение нефти производится через добывающие скважины.

Механизм извлечения нефти из пласта, при нагнетании в него перегретого пара, основывается на изменениях свойств нефти и воды, содержащихся в пласте, в результате повышения температуры. С повышением температуры вязкость нефти, ее плотность и межфазовое отношение понижаются, а упругость паров повышается, что благоприятно влияет на нефтеотдачу. Увеличению нефтеотдачи также способствуют процессы 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 паровой зоны, где они снова конденсируются и растворяются в нефтяном валу, образуя оторочку растворителя, которая обеспечивает дополнительное увеличение нефти. При температуре 375°С и атмосферном давлении может дистиллироваться (перегоняться) до 10% нефти плотностью 934 кг/м3.

При паротепловом воздействии (ПТВ) в пласте образуются три характерные зоны: зона вытеснения нефти паром; зона горячего конденсата, где реализуется механизм вытеснения нефти водой в неизотермических условиях, и зона, не охваченная тепловым воздействием, где происходит вытеснение нефти водой пластовой температуры (рис.31). Указанные зоны различаются по температуре, распределению насыщенности жидкости и механизму вытеснения нефти из пласта. Процессы, происходящие в каждой из этих зон, испытывают взаимное влияние.

Рис.31- Схема распределения температуры в пласте при нагнетании в него водяного пара. Зоны: 1 – перегретого пара: 2 – насыщенного пара; 3 – горячего конденсата: 4 – остывшего конденсата.

 

Нагрев пласта вначале происходит за счет теплоты прогрева. При этом температура нагнетаемого перегретого пара вблизи нагнетательной скважины снижается (в зоне 1) до температуры насыщенного пара (т.е. до точки кипения воды при пластовом). На прогрев пласта (в зоне 2) расходуется скрытая теплота парообразования и далее пар конденсируется. В этой зоне температура пароводяной смеси и пласта будут приблизительно постоянны и равны температуре насыщенного пара (зависящей от давления), пока используется вся скрытая теплота парообразования. Основным фактором увеличения нефтеотдачи здесь является испарение (дистилляция) легких фракций остаточной нефти, образованной после вытеснения горячей водой. Размеры ее при практически приемлемых объемах закачки небольшие. В зоне 3 пласт нагревается за счет теплоты горячей воды (конденсата) до тех пор, пока температура ее не упадет до начальной температуры пласта. В зоне 4 температура пласта снижается до начальной.

Нефть вытесняется остывшим конденсатом при пластовой температуре. Часть теплоты, как и в случае нагнетания горячей воды, расходуется через кровлю и подошву пласта. Кроме того, на распределение температуры влияет изменение пластового давления по мере удаления теплоносителя от нагнетательной скважины. В соответствии с распределением температуры нефть подвергается воздействию остывшей воды, горячего конденсата, насыщенного и перегретого пара. Увеличению нефтеотдачи также способствуют процессы испарения под действием пара нагретой нефти и фильтрации части углеводородов в парообразном состоянии. В холодной зоне пары углеводородов конденсируются, обогащая нефть легкими компонентами и вытесняя ее как растворитель.

Механизм вытеснения и характер распределения температуры в пласте удобно рассматривать и в обратном к вытеснению направлении (рис.32).

Рис.32 - Схема вытеснения нефти паром.

Условные обозначения: а - пар; б - вода; в – нефть

 

В зоне 4 фильтруется безводная нефть при пластовой температуре.

В зоне 3 температура пласта тоже равна начальной. Вытеснение нефти водой происходит при пластовой температуре. Насыщенность воды в направлении вытеснения постепенно уменьшается до значения насыщенности связанной водой.

Зона 2 – это зона горячей воды. Температура в этой зоне снижается от температуры пара до начальной пластовой. В ней фильтруется горячая вода, нагретая нефть, обогащенная легкими фракциями углеводорода, которые образовались из остаточной нефти в зоне пара и вытесняются из зоны конденсации. Здесь вытеснение нагретой нефти производится горячей водой. В этой зоне повышение коэффициента нефтеотдачи достигается за счет снижения вязкости нефти, повышения ее подвижности, усиления капиллярных эффектов.

На участке зоны 2, примыкающей к зоне 1, температура несколько ниже, чем температура парообразования. В этой зоне, размеры которой небольшие, пары воды и газообразные углеводородные фракции из-за охлаждения компенсируются и вытесняются горячей водой по направлению к добывающим скважинам.

Зоны: 1 - насыщенного пара; 2 - вытеснение нефти горячей водой; 3 - вытеснение нефти водой при пластовой температуре; 4 - фильтрация нефти при начальных условиях.

Зона 1 – это зона влажного пара, которая образуется вблизи нагнетательной скважины. В ней температура приблизительно постоянна, ее значение равно температуре парообразования воды, зависящей от давления в пласте. В этой зоне происходит испарение легких фракций из остаточной нефти.

Таким образом, увеличение нефтеотдачи пласта при закачке пара достигается за счет снижения вязкости нефти, что способствует улучшению охвата пласта воздействием: путем расширения нефти, перегонки ее паром и экстрагирования растворителем, что повышает коэффициент вытеснения.

Вязкость нефтей, как правило, резко снижается с увеличением температуры, особенно в интервале 20-80°С. Поскольку дебит нефти обратно пропорционален ее вязкости, то производительность скважин может быть увеличена в 10-30 раз и более.

Высоковязкие нефти со значительной плотностью обладают большим темпом снижения вязкости, остаточная нефтенасыщенность их уменьшается более резко, особенно при температурах до 150°С. С повышением температуры вязкость нефти уменьшается более интенсивно, чем вязкость воды, что также благоприятствует повышению нефтеотдачи.

В процессе закачки пара нефть в зависимости от состава может расширяться, за счет чего появляется дополнительная энергия для вытеснения пластовых жидкостей.

По Р.Х. Муслимову (1999), влияние различных факторов па нефтеотдачу при вытеснении нефти паром оценивается за счет (рис.33):

· снижения вязкости нефти – до 30;

· эффекта термического расширения – до 8%;

· эффекта дистилляции – до 9%;

· эффекта газонапорного режима – до7%;

· эффекта увеличения подвижности – до 10%.

· Процесс вытеснения нефти паром предусматривает непрерывное нагнетание пара в пласт. По мере продвижения через пласт пар нагревает породу и содержащуюся в нем нефть и вытесняет ее по направлению к добывающим скважинам. При этом процессе основная доля тепловой энергии расходуется на повышение температуры пород пласта. Поэтому даже без тепловых потерь при движении теплоносителя по стволу скважины и в кровлю-подошву пласта фронт распространения температуры отстает от фронта вытеснения нефти.

Рис.33 - Зависимость нефтеотдачи от различных факторов при паротепловом воздействии (по Ρ Χ Муслимову. 1999):

1 – режим истощения при естественной (пластовой) температуре; 2 – снижение вячкости; 3 – термическое расширение; 4 – дистилляция; 5 – газонапорный режим; 6 – изменение подвижности.

 

С целью повышения эффективности процесса и рационального использования внесенного в пласт тепла, после создания тепловой оторочки, составляющей 0,6-0,8 порового объема пласта, эту оторочку продвигают к забоям добывающих скважин ненагретой водой путем закачки ее в те же нагнетательные скважины. Данная технология получила название метода тепловых оторочек Оценка эффективности теплового воздействия на пласт при закачке пар обычно выражается удельным расходом пара на добычу дополнительной нефти.

При сжигании 1 т нефти в парогенераторах можно получить 13-15 т пара, поэтому при рентабельной технологии удельный расход пара на дополнительную добычу нефти не может быть больше 13-15 т. Если учесть затраты на приготовление и закачку пара, составляющие 30-35% от общих расходов, то получится, что при эффективном процессе расход пара на добычу одной тонны дополнительной нефти должен быть не более 3-6 тонн.

При выборе объекта для ПТВ необходимо иметь в виду, что нефтенасыщенная толщина пласта не должна быть менее 6 м. При меньшей толщине процесс вытеснения нефти паром становится неэкономичным из-за больших потерь теплоты через кровлю и подошву залежи. Глубина залегания пласта не должна превышать 1200 м из-за потерь теплоты в стволе скважины, которые примерно достигают 3% на каждые 100 м 1лубины, и технических трудностей обеспечения прочности колонн. Проницаемость пласта не должна быть менее 0,1 мкм, а темп вытеснения нефти должен быть достаточно высоким для уменьшения потерь теплоты в кровлю и подошву залежи. Общие потери теплоты в стволе скважины и в пласте не должны превышать 50% от поступившей на устье скважины. В противном случае процесс ПТВ будет неэффективен.

Существуют различные технологические схемы ввода в пласт теплоносителя (пара) для подогрева пласта и содержащихся в нем флюидов: циклическая, блочно-циклическая, импульсно-дозированная, площадная, или рядная.

©2015 arhivinfo.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.

arhivinfo.ru