15. 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. 

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

16.Вытеснение нефти терморастворителями

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, 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.

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.

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.

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.

При ТПВ КНО в 1,5-1,7 раз выше по сравнению с обычнымзаводнениемтермополимерное воздействие и различные его модификации, успешно применяется на Лиственском, Гремихинском и Мишкинском месторождениях.