5.14. Закачка пара

При закачке пара в пласт формируются три зоны: первая зона, насыщенная

паром, температура которой зависит от давления в этой зоне; вторая – зона

горячего конденсата (воды), в которой та снижается от температуры

насыщенного пара до начальной пластовой; третья – зона, не охваченная

тепловым воздействием, в которой температуры равна пластовой.

Закачка пара ведет к увеличению КНО по сравнению с горячей водой

вследствие более низких капиллярных сил, из-за более высокой температуры

пара, более высокой его смачиваемости и подвижности.

Механизм вытеснения нефти аналогичен вытеснению при закачке горячей

воды.

В качестве примера рассмотрим паротепловое воздействие (ПТВ) на пласт

на месторождении Оха (Сахалин), которое характеризуется следующими данными:

текущий КНО до ПТВ – 20%, пласты – сцементированный песок, нефтенасыщенная

толщина 22…36 м, глубина залегания 100…950 м, пористость 27%, проницаемость

– 1500 мД, плотность 0,92…0,95 г/куб.см, вязкость – 2000 Мпа-с.

В 1968 г. начали ПТВ с расходом пара 2 тыс.т, в течение 8 лет КНО

возрос до 52%, добыча нефти увеличилась со 147,4 тыс. т до 250 тыс.т, а

объем закачки пара со 156 тыс. т до 750 тыс.т в год.

ПТВ в настоящее время ведется на месторождениях Катангли (Сахалин),

Ярегском (Коми), Хорасаны (Азербайджан) и других.

Эффективность метода доказана. В настоящее время разрабатываются новые

разновидности метода – циклическая закачка пара, закачка

высокотемпературной воды (Т = 320…340оС при давлении 16…22 Мпа) и другие.

На территории СНГ к настоящему времени несколько сот залежей

высоковязких нефтей, 50% из них законсервировано. КНО на таких

месторождениях не превышает 15%.

5.15.Создание движущегося очага внутрипластового горения

Закачка теплоносителей сопряжена с большими потерями тепла в наземных

коммуникациях. Так, в поверхностных паропроводных теряется 0,35…3,5

млн.кДж/сут на каждые 100 м трубопровода, а в скважине – 1,7 млн.кДж/сут на

каждые 100 м длины НКТ.

Поэтому более эффективным представляется источник тепла, расположенный

непосредственно в пласте. Таким источником является очаг внутрипластового

горения.

Метод заключается в следующем.

На забое нагнетательной скважины с помощью горелок различной

конструкции создается высокая температура, вызывающая загорание нефти в

пласте.

Для поддержания горения в пласт через эту же скважину подают

окислитель-воздух или кислородосодержащую смесь в объемах, обеспечивающих

горение. Горение нефти вызывает повышение температуры до 400оС и улучшает

процесс вытеснения нефти.

Факт горения представлен несколькими зонами, т.е. при внутрипластовом

горении (ВГ) действуют одновременно все известные методы воздействия на

пласт: горячая вода, пар, растворитель, газы из легких углеводородов.

Физический процесс горения представляется таким образом. После поджога

в пласте происходит процесс термической перегонки нефти, продукты которой –

коксоподобные остатки нефти – являются топливом, поддерживающим очаг

горения. Зона горения перемещается от нагнетательной скважины вглубь в

радиальном направлении. Образующийся тепловой фронт с температурой