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 дальнейшем будем использовать оба термина.

Тепловые методы подразделяются на теплофизические: закачка горячей воды, пара, закачка горячей воды, содержащей химические реагенты, пароциклические обработки скважин; и термохимические: внутрипластовое горение. Горячая вода, пар называются теплоносителями. Тепловые методы применяются для залежей: содержащих высоковязкие нефти; для пластов с пластовой температурой, близкой к температуре насыщения нефти парафинами; для залежей битуминозных глин. Краткие сведения классификации нефтей приведены в приложении 3.

11.1. Физические процессы, происходящие при вытеснении нефти теплоносителями.

Начальное значение пластовой температуры и ее распределение в залежи определяется геотермическими условиями, в которых находится месторождение. Обычно пластовая температура соответствует геотермическому градиенту. В процессе разработки месторождения пластовая температура может изменяться, Так закачиваемая в пласт вода имеет другую температуру. В пласте происходят процессы, связанные с выделением или поглощением тепла. Изменение температуры будет происходить за счет гидравлического сопротивления фильтрующихся флюидов, за счет эффекта Джоуля-Томсона.

Распределение пластовой температуры и ее изменение называется температурным 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 залежи. Образуется дополнительный тепловой фронт вытеснения нефти горячей водой. Причем гидродинамический фронт вытеснения опережает тепловой фронт вытеснения, поскольку передача тепла от теплоносителя для разогрева вязкой нефти происходит не сразу, запаздывает, рисунок 11.1.

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.

Повышение температуры нефти, воды и породы приводит к снижению вязкости нефти, изменению отношения подвижностей нефти и воды, к изменению относительных проницаемостей, остаточной нефтенасыщенности, к испарению легких фракций, происходит тепловое расширение коллектора (изменяется пористость, объем заполняющих его флюидов, т.е. насыщенность).

11.2. Вытеснение нефти из пласта горячей водой и паром

Горячую воду и пар, иначе теплоносители, получают в парогенераторах (котлах) высокого давления и закачивают в пласт через нагнетательные скважины специальной конструкции и со специальным оборудованием, предназначенным для работы в условиях высоких температур. Недостаток использования поверхностных парогенераторов – большие потери теплоты (температуры) в поверхностных коммуникациях и в стволе скважины. При движении теплоносителя по пласту происходят потери теплоты через кровлю и подошву пласта. Для уменьшения теплопотерь выбирают пласты толщиной 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, парогенератор максимально приближают к скважинам.

При закачке пара в пласт в зависимости от термодинамических условий он может перейти в горячую воду. Поэтому при проектировании и осуществлении закачки в пласт горячей воды и пара, необходимо знать в каком термодинамическом состоянии находится вода: жидком, в виде пара или смеси воды 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= 647,3⁰ К (374,12⁰ С), плотность . Если давление и температура соответствуют точке нахождения на линии насыщения ОС, то вода пребывает одновременно в жидком и парообразном состоянии, 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 лабораторными исследованиями Э.Б. Чекалюк установил, что растворимость нефти в воде достигается при температуре 320-340⁰ С и давлениях 16-22МПа. То – есть для термобарических условиях близких к критическим. При снижении температуры водонефтяного раствора до 18-20⁰С нефть полностью выделяется из воды. Если плотность воды в нормальных условиях 1000 – 1020кг/м³, 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 100-370⁰ С и давлений от атмосферного до 22МПа. Коэффициент 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 4000м³ нефти требуется сжечь из этого количества 1770м³ нефти. Под условным сжиганием нефти понимают расход эквивалентного количества энергии на нагрев воды [7].