Закачка в пласт теплоносителя

Механизм процесса. Лучшими теплоносителями и вытеснителями оказались горячая вода и водяной пар при высоком давлении. Вода и нефть практически взаимонерастворимы в атмосферных условиях. Неограниченная растворимость нефтей в жидкой воде, экспериментально установленная в 1960 г (Э.Б.Чекалюк и др.), достигается при температуре 320-340 ⁰С и давлениях 16-22 МПа. Причем вода в отличие от других растворителей при снижении температуры водонефтяного раствора до атмосферной полностью выделяет всю растворенную в ней нефть. Насыщенный водяной пар как терморастворитель нефти действует во всей области его существования в интервале температур 100-370 ⁰С и давлений от атмосферного до 22 МПа. Пар обладает большой теплоемкостью - более 5000 кДж/кг - в 3-3,5 раза выше горячей воды при 230⁰С, вносит в пласт значительное количество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение всех насыщающих пласт агентов - нефти, воды и газа, изменение компонентного состава в результате термического крекинга при температурах выше 340-400⁰С, дистилляция пара и спонтанный переход воды в паровую фазу при низких давлениях. Кроме того, происходит и снижение поверхностного натяжения, изменение капиллярного давления, типа смачиваемости (гидрофобизация) коллектора. Основную долю эффекта вытеснения нефти (40-50 %) обеспечивает снижение вязкости нефти, затем - дистилляция нефти и изменение подвижностей (по 18-20 5) и в меньшей мере - расширение нефти и смачиваемость пласта.[18]

Коэффициент охвата для горячей воды выше, чем для пара. Охват паром по толщине не превышает 0,4, по площади составляет 0,5-0,9. Коэффициент нефтеотдачи при этом достигает 0,3-0,35.

Технология воздействия и область применения Существует несколько модификаций технологии закачки теплоносителя:

- закачка горячей воды

- закачка геотермальных вод

- паротепловое воздействие

- пароциклическое воздействие

- термополимерное воздействие

Циклическое нагнетание пара осуществляют прямым нагнетанием пара в нефтяной пласт через нефтяные скважины, некоторой выдержкой их в закрытом состоянии и последующей эксплуатацией скважин для отбора из пласта нефти с пониженной вязкостью и сконденсированного пара. Механизм извлечения нефти характеризуется теми же явлениями, что и вытеснение нефти паром, но дополнительно происходит противоточная капиллярная фильтрация. При нагнетании, пар внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне пласта происходит активное перераспределение насыщенности за счет капиллярных сил: горячий конденсат вытесняет, замещает маловязкую нефть из мелких пор и слабопроницаемых линз (слоев) в крупные поры и высокопроницаемые слои.[18]

Теплоноситель закачивают в виде нагретой оторочки более 0,3-0,4 объема обрабатываемого пласта, а затем форсированно продвигают её по пласту холодной водой, которая нагревается теплотой, аккумулированной в пласте за фронтом вытеснения.

Промышленные испытания. Промышленные испытания проводились В США, Венесуэле Канаде в нашей стране на месторождениях Оха, Ярегское, Кенкиякское и т.д. Опытно-промышленные работы проводились на Воядинском месторождении с 01.01.87г. Техсхемой предусматривалось уплотнение сетки с 13,9 до 7,6 га/скв и организация 18 очагов нагнетания теплоносителя. Объемы нагнетания теплоносителя составили в 1988 г 125 тыс. м³, возросли до 482 тыс.м³ в 1990 г. Накопленная закачка по объекту составила 8143,6 тыс м³, в т.ч. горячей 945,7 тыс м³. В южной части участка температура на забое составляет 50-100⁰С, в пласт поступает от 45 до 65 % подаваемого на устье скважины количества тепла. В северной части, характеризующейся ухудшенными коллекторскими свойствами пласта поступает от 15 до 30 % от подаваемого тепла.

В конце 1989 г добыча нефти снизилась при сохранении отборов жидкости за счет разного обводнения продукции скважин четвертого куста (с 59 до84% в течение 6 мес.) Дополнительная добыча за счет термо- и гидродинамического воздействия по характеристикам вытеснения за 3 года составила 253,1 тыс. т (с 1988 по 1990 г). Вследствие набухаемости глин эффективность метода оказалась низкой.

С увеличением глубины пар может превратиться в горячую воду. При движении теплоносителя возможны потери теплоты через кровлю и подошву пласта. Для уменьшения всех теплопотерь выбирают нефтяные пласты глубиной залегания до 700-1500 м, с толщиной более 6 м, применяют площадные сетки скважин с расстоянием до 100-200 м между нагнетательными и добывающими скважинами, перфорируют скважины в средней части пласта, обеспечивают максимально возможный темп нагнетания теплоносителя (пара 100-250 т/сут и более), теплоизолируют трубы, теплогенератор максимально приближают к скважинам и др.

Чтобы получить пар насыщенностью 80 % и теплоемкостью 5000 кДж/кг необходимо применение высококачественной чистой воды для парогенераторов - в воде должно содержаться менее 0,005 мг/т твердых взвешенных частиц и полностью должны отсутствовать органические вещества, растворенный газ (особенно кислород, а также катионы магния и кальция (нулевая жесткость).

Осложнения при эксплуатации скважин возникающие при применении паротеплового воздействия связаны с выносом песка и набуханием глинистых частиц содержащихся в породе пласта. Поэтому данный метод не применяется в пластах с содержанием глин более 5-20 %.

Технология термополимерного воздействия (ТПВ) предусматривает закачку в пласт нагретого до температуры 60-80⁰С горячего полимерного раствора концентрацией 0,05-0,1%.

существуют также разновидности ТПВ:

- с добавлением полиэлектролита, способствующего замедлению возможной деструкции полимера и более глубокому проникновению в пласт;

- циклическое ТПВ, при котором закачка теплоносителя и раствора полимера осуществляется в несколько циклов, затем предусматривается закачка обычной воды. При этом увеличивается коэффициент охвата, интенсифицируются капиллярные и термоупругие эффекты.

В качестве теплоносителей для нагнетания в пласт используется перегретая вода, температурой 260⁰C.

Механизм процесса. При ТПВ температура закачиваемого горячего полимерного раствора после прохождения по пласту снижается до пластовой, тем самым увеличивая вязкость на фронте вытеснения, что приводит к выравниванию и увеличению коэффициента охвата пласта. Этот процесс в пласте саморегулируемый, что особенно важно в трещиноватых коллекторах. Тепловая энергия ТПВ способствует снижению вязкости нефти, увеличению ее подвижности и резко активизирует механизм капиллярной пропитки. [71]

При ТПВ КНО в 1,5-1,7 раз выше по сравнению с обычным заводнением.

термополимерное воздействие и различные его модификации, успешно применяется на Лиственском, Гремихинском и Мишкинском месторождениях.