vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Прямоточное внутрипластовое горение - это процесс теплового воздействия на пласт, при котором фильтрация окислителя и распространения фронта горения происходят в одном направлении – от нагнетательной скважины к добывающей. Скорость движения фронта горения регулируется типом и количеством сгоревшей нефти, скоростью нагнетания воздуха.
80
Вvk.com/club152685050области температур| vk.com/id446425943, характерных для внутрипластового горения в интервале 300-375°С, наблюдается разложение некоторых минералов гидрослюды и монтмориллонита (глинистый минерал, относящийся к подклассу слоистых силикатов) с поглощением тепла. Причем эндотермическое (поглащение тепла) разложение преобладает над экзотермическим (выделение тепла) при окислении нефти, что в значительной степени препятствует процессу самопроизвольного
возгорания нефти в пластовых условиях.
Сухое внутрипластовое горение (СВГ)
Это обычное внутрипластовое горение, при котором в нагнетательные скважины после инициирования горения для его поддержания
закачивается только воздух.
81
Влажноеvk.com/club152685050внутрипластовое| vk.com/id446425943горение (ВВГ)
Это разновидность внутрипластового горения, позволяющего интенсифицировать разработку месторождений с высоковязкими нефтями, увеличивая конечную нефтеотдачу, при котором в нагнетательные скважины после инициирования и создания устойчивого фронта горения вместе с воздухом или попеременно закачивают (в определенном соотношении) воду. При этом вода, контактируя с нагретой породой, испаряется. Пар, увлекаемый потоком газа (воздуха), переносит теплоту в область, находящуюся впереди фронта горения.
Диапазон соотношений закачиваемых в пласт объемов воды и воздуха составляет примерно 1-5 м3 воды на 1000 м3 воздуха, т.е. водовоздушное отношение должно составлять порядка (1:5) 10-3 м3/м3. Конкретные значения водовоздушного отношения определяются геолого-физическими
и технологическими условиями осуществления процесса. |
82 |
|
Сверхвлажноеvk.com/club152685050внутрипластовое| vk.com/id446425943 горение (СВВГ)
Процесс |
является |
разновидностью |
внутрипластового |
горения, |
осуществляемого в сочетании с заводнением. При СВВГ в нагнетательную скважину вместе с окислителем закачивается такое количество свободной воды, при котором выделяемое тепло не способно всю ее превратить в пар. В этом случае исчезает зона перегретого пара, и температура в зоне реакции существенно снижается.
Значение водовоздушного отношения, при котором процесс влажного горения может перейти в сверхвлажное, зависит от концентрации остаточного топлива. При максимальном значении водовоздушного отношения (ВВО) коэффициент использования кислорода резко снижается, диффузионный режим может перейти в кинетический, и тепловыделение может быть недостаточным для поддержания горения.
Противоточноеvk.com/club152685050 |горениеvk.com/id446425943представляет собой процесс, при котором воздух первоначально нагнетается в добывающую скважину с целью осуществления процесса горения. После продвижения фронта горения на определенное расстояние добывающую скважину пускают в эксплуатацию, а воздух для поддержания горения закачивают в нагнетательную скважину
(рис. 18).
Газы горения, пар и нефть, находящиеся в зоне горения, перемещаются через выжженную зону к эксплуатационной скважине. Нагнетаемый воздух и фронт горения движутся в противоположном направлении (навстречу друг другу). Этот процесс может быть использован для очень вязких нефтей и битумов с относительно низкой способностью реагировать с кислородом. Преимущество противоточного горения состоит в том, что углеводороды вместе с газами горения движутся через прогретые зоны пласта.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
а, 6 -1 и II этапы соответственно |
4 - нефтяной пласт, насыщенный воздухом |
1 |
- нефтенасыщающий пласт |
5 - выжженная зона, через которую |
2 - зона горения |
нефть и газы горения фильтруются |
3 |
- выжженная зона |
в добывающую скважину |
Рис. 18. Схема процесса противоточного внутрипластового горения
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МУН
Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности: Учебное пособие. – Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2005.– 688с.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Из всех третичных МУН наибольшее применение на месторождениях России нашли физико-химические методы. Это объясняется широким развитием заводнения в практике разработки месторождений.
В начале 1960-х годов стали усиленно изучать методы улучшения нефтевытесняющей способности воды за счет добавки различных активных агентов. В качестве таких агентов стали исследовать и применять углеводородный газ, полимеры, поверхностно-активные вещества, щелочи, кислоты и др. Эти методы направлены на устранение или уменьшение отрицательного влияния капиллярных сил и сил адгезии, удерживающих нефть в заводненных объемах пластов.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Добавление к нагнетаемой воде ПАВ (или их композиций) с целью регулирования молекулярно-поверхностных свойств породы и
насыщающих ее флюидов получило название метода
нагнетания водных растворов ПАВ. Этот метод был
одним из первых МУН пластов и испытывался с 50-х годов как в России, так и за рубежом. Однако удовлетворительные результаты не были достигнуты из-за высокой адсорбции и низких потенциальных возможностей малоконцентрированных растворов ПАВ. В настоящее время основное внимание уделяется созданию высокоэффективных композиций высококонцентрированных ПАВ (5 - 10 %) и различных смесей химических реагентов с обязательно низким межфазным натяжением химического реагента и нефти.
ПАВvk.com/club152685050- это вещества| vk.com/id446425943с асимметричной структурой, состоящие из углеводородного радикала и полярных групп. Причем полярные группы в основном являются гидрофильными и на границе раздела фаз нефть - вода погружаются в водную фазу, тогда как радикалы гидрофобны и ориентированы в сторону менее полярной фазы - нефтяной. Такая структура вещества и является причиной поверхностной активности (т.е. вещества, диффундируя через всю оторочку водного раствора, концентрируются на поверхности раздела водной и нефтяной фаз, снижая тем самым поверхностное натяжение между нефтью и водой с 50 до 7 мН/м). Для доизвлечения остаточной нефти в некоторых случаях необходимо использовать ПАВ, снижающие межфазное натяжение до 0,01 мН/м. При поступлении ПАВ в поровый объем, содержащий нефть, образуется эмульсия. Нефтеводяная эмульсия образуется, если ПАВ в основном водорастворимое, в противном случае образуется водонефтяная эмульсия (если ПАВ преимущественно нефтерастворимое).
