Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
little_kondrat.docx
Скачиваний:
0
Добавлен:
01.07.2025
Размер:
5.55 Mб
Скачать

Теплові методи підвищення нафто вилучення, нагніт. В н. Пласти теплоносіїв і терморозчинників

Суть теплов. методів полягає в тому, що поряд з гідродинаміч. витісненням здійснюється ↑ tº в покладі, що сприяє зменшенню в’язкості н., збільшення її рухливості, випаровування легких фракцій з н-ти.

Об’єктами їх застосування є методи високов’язкої смолистої н-ти аж до бітумів, а також поклади, що характеризуються не ньютонівськими властивостями нафти, поклади tº н-ти яких =tº насичення парафіном або близька до неї.

Розрізняють такі різновиди теплових методів

  • Теплофізичні методи – полягають у нагнітанні в пл. теплоносіїв (гаряч. води, вод пари, внутрішньо пластового терморозчинника, пароциклічні обробки св-н)

  • Термохімічні (внутрішньопластове горіння)

Нагнітання в пл. теплоносіїв і терморозчинника.

Під час підігрівання води до tº кипіння tºкип за P=const їй передається теплота, яку набуває рідина. Під час процесу кипіння з рідини виділ. бульбашки пари з дрібними краплями вологи суміш яких називають насиченою парою з різним ступенем сухостіXn(це відношення маси сухої парової??? фази до маси суміші)

За умови, коли ступінь сухості 0<xn<1 маємо вологу насичену пару, а за умови xn=1 – суха насичена пара.

Перегрітою пароюназивають пару, яка за однакового Р з насиченою парою має температуру >tºкип.

У випадку охолодження перегрітої пари за P=const виділяється теплота перегрівання →теплота пароутворення → теплота рідини. В результаті отримуємо насичену пару → гарячу воду.

За ↑ Р зростає tºкип , яку можна оцінити за емпіричним рівнянням Руша:

(ºC) P=[МПа]

Критичний стан води (критична точка, яка характеризується зниженням різниці між рідиною і парою за значень Ркр = 22.115 МПа і tкр = 374.12 ºC

Вода і нафта є практично взаємонерозчинні за атмосферних умов.

Необмежена розчинність н. у воді, яку експериментально встановлено Чекалюком Є. Б. відбув. за температур порядкаt=320÷340 ºCі Р = 16÷22 МПа.

Вода на відміну від інших розчинників після ↓ t водо нафтової суміші практично повністю відділяє розчинену н-ту.

Критична температура розчинення знижується в пористому середовищі на Δt = (10 – 20) ºC.

А в разі додавання до води вуглевокислого газу в об’ємному співвідношенні 1:5 взаємного змішування можна досягти за температури t=365 ºC у координатах склад – тиск має наступний вигляд:

Рн1 – тиск конденсації н-гексадекану (Р≈0.42 МПа)Рн2 – тиск конденсації води (20.21 МПа)Н1, Н2 – точки гомогенізації розчину (процес з отриманням однорідної структури – перемішування)j1, j2 – точки інверсії розчинності (обернений процес: зміна напрямку потоку і т. д.)R – точка ретроградного розшарування розчину (обернений процес: замість процесу випаровув. → конденсація)Область А – двофаз рівноваги рідкої і газової фази.Область Б – двофазної рівноваги двох рідинних фаз.Область В – обл. ретроградного розшарув. двох рідинних фаз. І зона – обл. необмеженої розчинності рідинногон-гескадекану і рідкої фази води.ІІ зона –обл. не обмеж. розчинності рідкого н-гескадекану і газової фази води.ІІІ зона - – обл. не обмеж. розчинності рідкого н-гескадекану і води.

Зіставлення результатів лаб. дослідж. з витіснення н. водою коли забезпечувалось потенціальне ступінчасте підвищення t нагніт. води, встановлено, що η↑ до значення η = 0.67 при t = 250 – 300 ºC, а при подальшому ↑t, вдається досягти η = 0.97 при t = 300 – 310 ºC.

При цьому Р становив від 18 до 20 МПа.

Крива збільшення коеф. витіснення н. водою із пласта при підвищенні t і при Р=20МПа матиме наступний вигляд (рис.2)

Насичена водяна пара як терморозчинник н-ти діє в усій області існув. температур при нагрів. води (t = 100 – 370 ºCі Р= 0.1013÷22МПа). Проте коеф. охопл. пласта для гар. води є > ніж для гарячої нафти. Це пояснююється тим, що пара, як малов’язкий робочий агент рухається біля покрівлі коеф. охопл. ηох≤0.4 для пари. При цьому по площі нафтоносності змінюється в межах ηох=0.5÷0.9. При цьому η=0.3÷0.35.

Технологія закачування в пласт теплоносія і терморозчинника реалізується шляхом нагрівання його на поверхні або на вібої св-ни. або із нагрівання на поверхні і додатковому нагріванні на вибої.

З метою зменшення тепловитрат, теплову дію здійснюють для пластів достатньо великою товщиною(h=6м). При цьому застосовують площові сітки розміщення св-н з відстанню між св-ми від 100 до 500 м. Можливий темп нагнітання теплоносія коливається в межах від 100 до 250 т/добу. При цьому використовують теплоізоляцію, а теплогенератор(застосовують на відстані) встановлюють безпосередньо на якомого ближчій відстані від нагнітальних св-н.

Тепловитрати обмежують сферу використання теплоти і пари, величиною глибини H=700-1500 м,а у випадку використання тепло розчинника H=1700-1800 м з метою створення тиску у пласті. Як правило,теплоносій нагнітає у вигляді облямівки, яка складає 0,3-0,4 V порового пл.= Vобл. Із подальшим переміщенням по пласту водою,яка нагрівається за рахунок теплоти,створеної тепловим фронтом витіснення.

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]