УП Мусин 2

Э

гидрофобизации. Повышение температуры снижает адсорбционные силы и степень гидрофобности поверхности пористой среды, а это, в свою очередь, способствует интенсификации вытеснения нефти капиллярными си-

новременно двух факторов, указанных выше: уменьшения вязкости нефти и межфазного натяжения на границе нефтьвода, а также увеличения смачиваемос и породы водой.

рите ьным нагревом пористой среды Я.А. Мустаевым и др. получено, что конечный коэффициент вытеснения с повышением температуры увеличи-

101

Э

вых условиях. НИ Дистилляция и конденсация. При высокой температуре легкие

вается с 0,36 при 10 °С до 0,81 при 200 °С. В этих опытах безводный коэффициент вытеснения увеличился с 0,15 до 0,65.

Влияние температуры на подвижность нефти. Снижение вязко-

сти нефти при нагреве приводит к увеличению ее подвижности в пласто-

фракции нефти испаряются, которые потом, попадая в холодные участки

пературе 10 °С, в середине опыта - 5849 мПа.с при вязкости исходного би-

тума 4899 мПа.с. Первоначально перегоняющиеся при температуре пара

Анализируя влияние теплового воздействия на физико-химические свойства пластовой нефти можно сделать вывод, что для повышения нефтеотдачи залежей высоков зкой нефти необходимо увеличивать температуру нефтяного пласта. Этого можно добиться путем нагнетания в пласт нагретой жидкости. В качестве теплоносителя наиболее подходящим яв-

жидкости, изменение межфазного взаимодействия на границе нефть - вода, степени десорбции веществ, осажденных на стенках пор.

щенности, замедляют скорость распространения фронта воды, тем самым уве ичивается добыча нефти за безводный период.

102

Э

Как видно из рис.7.1, эффективность закачки горячей воды на залежах тяжелой нефти обусловлена снижением вязкости нефти изменением

Термодинамические свойства воды и водяного пара

При нагрева ии воды при постоянном давлении после достижения

Пар бывает сухим и влажным. Смесь пара и горячего конденсата (воды) образует влажный пар со степенью сухости æ. Если вода полностью испарилась, то получатся сухой пар. Если сухой пар дальше нагревать,

Э

дит за счет скрытой теплоты пароо разования. По мере движения по пласту степень сухости пара постепенно снижается до полной конденсации

Процесс распространения тепла в пласте и вытеснения нефти при нагнетании в пласт водяного пара является более сложным, чем при нагне-

тании горячей воды.

При вытесне ии ефти нагретой водой или паром основная доля теп-

ловой энергии расходуется на повышение температуры породы. Обычно

на нагревание твердого скелета породы затрачивается до 9092 % зака-

н

Э

При площадном вытеснении нефти теплоносителями аккумулированное в породе тепло используется для нагревания воды, з к чиваемой в

Оценка эффективности теплового воздействия на пласт при закачке пара обычно выражается удельным расходом пара на добычу дополни-

Для применения технологии требуются специальные техника и оборудование: парогенераторы, водогрейные установки, термостойкие паке-

Орастворимости перегретойи б воды в нефти.

Вработе Чекалюка Э.Б (Огановб К.А. О взаимной растворимости воды в нефти. Реферативный научно-технический сборник «Нефтепромысловое дело» №12, 1975аяг, с.27-29.) приведены данные о растворимости воды в нефти. Лабораторными исследованиями, проведенными в сосуде

высокого давления, была установлена область температур и давления, в пределах которых достигн ется полная взаимная растворимость воды и нефти. Лабораторными исследованиями выявлена, что при температуре 300-320о С и давле ии 20-21 МПа происходит полное смешение нефти и воды, в результатео чего из пористой среды происходит полное вытеснение нефти, к эффициент вытеснения достигает 97,5-99,6 %.

Результатытр лабораторных исследований авторов показали возможность полного вытеснения нефти из песчаника водой с примесью СО2 при темперакуре 260о С и давлении 21 МПа. При температуре ниже указанной критичес ой и выше критической происходит расслоение раствора на нефтье и воду.

Для сохранения закачиваемого влажного пара в виде перегретой водыл с т мпературой 300-320о С в пласте, глубина залегания пласта должна быть не менее 1800 м. Очевидно, повышение температуры перегретой воды на забое по сравнению с температурой закачиваемого пара на устьера, термостойкая устьевая арматура, теп оизолированные трубы.л

106

Э

объясняется повышением давления на забое и соответствующим повыНИ- шением температуры насыщения.

7.4. Паротепловая обработка призабойной зоны скважин

ной зоны пласта. При исследовании условий фильтрации различныхАГ нефтей через песчаники Ф.А.Требин установил/34/ затух ние фильтрации

Величины притока и темпа извлечения нефти, производительность

скважины в значительной степени зависят от состояния призабойной зоны

скважин. Особое значение имеет эффективная проницаемость призабой-

нефти и снижение коэффициента фильтрации пласта. Это обуславливается, главным образом, снижением проницаемости призабойной зоны пла-

ста могут служить такими же центрами кристаллизациил и , как и шероховатые поверхности стенок насосно-компрессорных труб.

жет изменяться молекулярная пр родаб поверхности и может произойти гидрофобизация первоначально г дроф льной породы. Опыты Ф.А. Тре-

В результате адсорбции поверхностно - активных веществ нефти мо-

сти скважин, тепловое воздействиеая на призабойную зону является одним из важных методов. При этом улучшаются фильтрационные характери-

парафина и асфальто-смолистых веществ.

Указанные факты пок зывают, что для повышения производительно-

За счет применения электронагревателей ввиду их малой мощности

(до 500 квт) в институте высоких температур АН СССР в 1980-1990 годах дальнейшего развития не получили.

107

Э

Нагнетание пара в пласт производят в режиме циклической закачки его в нефтяной пласт через добывающие скважины, выдержкой их в течение некоторого времени и последующего отбора продукции из этих же

ста в призабойной зоне добывающих скважин, наряду со снижением вязкости нефти повышается пластовое давление, происходит очистка призабойной зоны от смолистых веществ и восстановление ее проницаемости, в результате чего увеличивается приток нефти к скважинам, значительно облегчается подъем продукции по стволу скважины, увеличивается охват

никают в менее проницаемые пропластки, вытесняя оттуда прогретую

чивается пар в объеме 30 - 100 т на од н метр эффективной нефтенасы-

щенной толщины. Объем закачиваемого пара должен быть тем больше, чем больше вязкость нефти в пластовых условиях и чем меньше давление в пласте.

течение двух - трех недельая. За этот период происходит прогрев призабойной зоны и перераспределениен нефти и воды в пористой среде под действием гидродинамических и капиллярных сил. Чем меньше пластовой

Этап 2. После закачки пара скважину закрывают и выдерживают в

энергии, тем ме ьшен должна быть продолжительность этапа выдержки, чтобы эффективоо использовать давление пара для добычи.

Этап 3. После выдержки скважину пускают на режим отбора продукции, при эттрм скважину эксплуатируют до предельного рентабельного дебита. В п оцессе эксплуатации скважин их дебиты постепенно уменьша-

ются. На э апе отбора продукции продолжается дальнейшая конденсация пара и кснижение температуры нагретой зоны. Этот процесс сопровождаетсяеуменьшением объема горячего конденсата, что приводит к снижению давл ния в зоне, ранее занятого паром, возникающая при этом депрессия являл тся дополнительным фактором, способствующим притоку нефти в эту зону. После окончания эффекта паротепловую обработку повторяют.

108

Э

вводимого в пласт тепла расходуется на нагревании твердого скелетаНИпласта, а так же выше- и нижележащих пород. Для более рационального ис-

7.5. Технология повышения нефтеотдачи пласта закачкой теплоносителя в сочетании с заводнением

При непрерывном нагнетании теплоносителя значительная часть

ется способ нагнетания теплоносителя в сочетании с обычным заводнениАГ - ем. Согласно данного способа сначала в течение определенного времени

пользования введенного в пласт тепла и улучшения технико-

экономических показателей извлечения нефти более эффективным явля-

нагнетают в пласт теплоноситель. После этого за ач у теплоносителя прекращают и начинают нагнетать холодную воду. По мере движения в

смесь окислителя и воды. При этом часть пластовой нефти (10-15 %) сго-

109

Э

низмов извлечения нефти: вытеснение нефти газообразными продуктамиНИ горения, водой, паром; дистилляция легких фракций нефти; разжижениеАГ нефти под действием высокой температуры и углекислого газа. Таким об-

рает, и выделяющиеся в результате реакции газы горения, пар и другие компоненты эффективно вытесняют нефть из пласта.

При внутрипластовом горении действует широкий комплекс меха-

разом, одновременно используются почти все известные методы воздей-

оторочки растворителя.

ствия на нефтяной пласт. Образованные за счет дистилляции легкие фракции нефти переносятся в область впереди теплового фронтакаи играют роль

В связи с тем, что тепловая энергия образуется непосредственно в

пласте, исключаются тепловые потери по стволу скважин, оторые имеют

место при закачке теплоносителей. Кроме этого при внутрипластовом го-

гидродинамическую связь между нагнетательной и добывающими скважинами путем нагнетания в пласт воздуха (сбойка пласта).

110