Методы повышения компонентоотдачи пластов
.pdfТрадиционный способ паротеплового воздействия на нефтяной пласт представляет собой закачку расчетного объема теплоносителя (0,6-0,8 порового объема пласта) через нагнетательные скважины, создание тепловой оторочки и последующее продвижение ее по пласту в сторону добывающих скважин закачиваемой ненагретой водой (рис. 5, 6) .
Анализ многочисленных проектов с нагнетанием пара показал, что технология длительной прокачки паровой оторочки холодной водой приводит к значительному охлаждению пласта. Последнее сопровождается падением пластового давления и фильтрацией в эту зону разогретой нефти.
Эффективность технологии нагнетания пара с ПАВ связана с получением равномерных фронтов вытеснения нефти паром.
Нагнетание пара в залежи, содержащие легкую нефть, в целом характеризуется более низкой экономической эффективностью.
51
Рис. 5 Паротепловое воздействие |
52 |
Рис 6. Схема вытеснения нефти оторочкой пара:
1- нагнетательная скважина; 2- добывающая скважина; 3 – вязкой нефти; 4- зона холодной воды; 5 - зона пара; б- зона горячей воды; 7 - вал нефти; 8 - зона нефти и
воды, близкая к начальной пластовой температуре |
53 |
|
Технология паротеплового воздействия на пласт имеет много модификаций. Базовых технологий две: непрерывное нагнетание пара (применяется при очень густой сетке скважин и неглубоком залегании пластов, шахтная разработка) и нагнетание пара с последующим
нагнетанием холодной воды («паровая оторочка», применяется в большинстве случаев).
Реакция добывающих скважин, удаленных от нагнетательных на расстояние 200-300 м, начинается, примерно, через год после закачки пара. Для повышения дебита добывающих скважин с самого начала разработки месторождения проводятся циклические паротепловые обработки призабойных зон скважин.
При площадном паротепловом воздействии на пласт водяной пар (температурой до 350°С и сухостью до 0,8) нагнетают с поверхности в пласты через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности.
54
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 глубины, и технических трудностей обеспечения прочности колонн, проницемость пласта не должна быть менее 0,1 мкм2, а темп вытеснения нефти должен быть достаточно высоким для уменьшения потерь теплоты в кровлю залежи.
Общие потери теплоты в стволе скважины и в пласте не должны превышать 50% от поступившей на устье скважины. В противном случае процесс будет неэффективен.
55
При паротепловом воздействии на пласт образуются три характерные зоны (рис. 7а, 7б)
В первой зоне (зоне вытеснения нефти паром) значение температуры практически не меняется, и только на границе со второй зоной происходит ее некоторое снижение. В этой зоне сосуществуют три фазы: вода, смесь жидких УВ и газ. Нефтенасыщенность изменяется как за счет процессов вытеснения, так и за счет испарения легких фракций нефти.
Вторую зону обычно называют зоной горячего конденсата. Здесь реализуется механизм вытеснения нефти водой в неизотермических условиях. При контакте с ненагретой частью пласта и нефтью пары воды и легкие УВ конденсируются. Это приводит к увеличению водонасыщенности пласта и изменению (уменьшению) вязкости нефти.
В третьей зоне (начальной зоне пласта) не охваченной тепловым воздействием происходят такие же процессы, что и при вытеснении горячей водой, однако скорость вытеснения неф-ти водой в этом случае будет выше (при том же массовом расходе). Это связано с тем, что объем, занимаемой единицей массы пара, значительно больше, чем объем единицы массы воды, а объем
первой зоны будет постоянно увеличивать-ся. |
56 |
|
Рис. 7а . Профиль распределения температуры при
паротепловом воздействии:
Т„ — температура пара; Т — температура пласта;
1 |
— зола пара. |
|
2 |
— зона горячего конденсата; |
|
3 |
— зона нефтяного вата и воды; |
57 |
4 |
— начальная зона пласта. |
Р и с. 7б Профиль нефтенасыщенности:
SН — начальная нефтенасыщенность, S0 — остаточная нефтенасыщенность:
1— зона пара;
2— зона горячего конденсата
3— зона нефтяного вала и воды;
4 — начальная зона пласта |
58 |
Циклическое нагнетание пара в пласты, или пароциклические обработки (ПЦО) добывающих скважин, осуществляют периодическим нагнетанием пара в нефтяной пласт через добывающие скважины, некоторой выдержкой их в закрытом состоянии и последующей их эксплуатацией (рис. 8).
Цель этой технологии заключается в увеличении притока нефти к скважинам за счет снижения вязкость нефти, повышения забойного давления, облегчения условия фильтрации.
Механизм процессов, происходящих в пласте, довольно сложный и сопровождается теми же явлениями, что и вытеснение нефти паром, но дополнительно происходит противоточная капиллярная фильтрация, перераспределение в микронеоднородной среде нефти и воды (конденсата) во время выдержки без отбора жидкости из скважин.
59
60
Рис. 8. Схема вытеснения нефти при циклической закачка пара:
I- скважина в фазе нагнетания; 2 – скважина в фазе выдержки; 3 - скважина в фазе добычи; 4 - зона вязкой нефти; 5 - зона закачиваемого пара; 6 - зона конденсации пара или горячей воды; 7 - прогретая зона( за счет зоны конденсации - конвективкий перенос тепла); 8 - зона отмытого нефтяного песка; 9 - зона конденсации пара и остаточной нефти; 10 - зона прогретой нефти