Тепловые методы интенсификации добычи нефти

Прогрев призабойной зоны с помощью забойных электронагревателей. При этом методе электронагреватель спускался до нижних отверстий перфорации.

Перед спуском электронагревателя из скважин извлекается любое другое оборудование, после спуска нагреватель включают и оставляют его на забое примерно на сутки.

Спуск электронагревателя с целью интенсификации добычи нефти на залежах высоковязких нефтей был малоэффективен. Связано это в первую очередь с тем, что количество генерируемого электронагревателем тепла было слишком мало для получения заметного эффекта. Попытка использовать схемы, при которых на забой спускался электронагреватель, а выше – насос (ШГН), успехом не увенчалась, в первую очередь потому, что конвективный поток жидкости был направлен против кондуктивного потока тепла.

Перенос массы – конвекция (тёплые поля), поток лучистой энергии – кондукция (теплый потолок). Применение теплоизолированных труб может оказаться эффективным.

Циклическая закачка пара.

Циклическое нагнетание пара в пласты или пароциклические обработки добывающих скважин либо пароциклическую стимуляцию скважин осуществляют периодическим прямым нагнетанием пара в нефтяной пласт через добывающие скважины, некоторой выдержкой их в закрытом состоянии и последующей эксплуатацией тех же скважин для отбора из пласта нефти с пониженной вязкостью и сконденсированного пара. Цель этой технологии заключается в том, чтобы прогреть пласт и нефть в призабойных зонах добывающих скважин, снизить вязкость нефти, повысить давление, облегчить условия фильтрации и увеличить приток нефти к скважинам.

При нагнетании пара в пласт он 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, т. е. меняется с ней местами.

Именно такое перераспределение насыщенности пласта нефтью и конденсатом и является физической основой процесса извлечения нефти при помощи пароциклического воздействия на пласты. Без капиллярного обмена нефтью и конденсатом эффект от пароциклического воздействия был бы минимальным и исчерпывался бы за первый цикл.

Технология пароциклического воздействия.

В добывающую скважину в течение двух-трех недель (максимум 1 мес.) закачивают пар в объеме 30—100 т на 1 м толщины пласта.

Объем закачиваемого пара должен быть тем больше, чем больше вязкость пластовой нефти и чем меньше пластовой энергии имеется для ее движения.

После закачки пара скважину закрывают и выдерживают в течение одной-двух недель — периода, необходимого для завершения процесса тепло- и массообмена, капиллярного противотока, перераспределения нефти и воды в пористой среде. Чем меньше пластовой энергии в пласте, тем меньше должен быть период выдержки, чтобы использовать давление пара для добычи.

Затем скважину эксплуатируют до предельного рентабельного дебита нефти в течение 8—12 недель. Полный цикл занимает 3—5 мес. и более. Вслед за первым осуществляют второй и последующие циклы с большей продолжительностью выдержки.

Обычно бывает пять—восемь циклов за три-четыре года, иногда до 12—15 циклов, после которых эффект от пароциклического воздействия иссякает и уже не оправдывает расходов на пар. Так как этим способом невозможно доставить теплоту на большую глубину, сетка размещения скважин должна быть достаточно плотной (не более 1—2 га/скв).

Эффективность от пароциклического воздействия на пласты выражается:

ü  в очистке, прогреве призабойной зоны пласта, повышении ее проницаемости, снижении вязкости нефти;

ü  в повышении дебита скважин и их продуктивности;

ü  в увеличении охвата дренированием лризабойных зон пласта и, за счет этого, конечной нефтеотдачи, которая может достигать 10—12 и даже 25—30 % (Боливар, Венесуэла) против 3 – 4 % без воздействия паром.

В первых циклах на 1 т закачанного пара можно добывать до 10—15 т нефти. В последних циклах это отношение снижается до 0,5—1 т, составляя в среднем 1,5—2,5 т.

Преимущества этого метода заключаются в том, что эффект от нагнетания пара получается сразу же (практически с начала применения процесса) после прекращения закачки пара в скважину.

К недостаткам метода относится то, что периодическое нагревание и охлаждение обсадной колонны может вызвать нарушения этой колонны в резьбовых соединениях и цементного камня за колонной.

Ограничения на применение пароциклической стимуляции скважин накладывают прежде всего глубина залегания пласта (менее 500 – 800 м), его толщина (не менее 7 – 8м) и пористость пласта(не менее 25%), иначе будут большие потери теплоты.

Нагнетание горячей воды

Основной механизм увеличения нефтеотдачи пластов при нагнетании воды связан со снижением вязкости нефти и изменением соотношения подвижностей (М=λв/λн), с изменением остаточной нефтенасыщенности и относительной проницаемости, уменьшением капилляр.сил , препятствующих извлечению нефти из низкопроницаемых пропластков, тепловое расширение флюидов. В пласте можно выделить 2 зоны вытеснения нефти горячей и холодной водой. Зона 1 характеризуется непрерывным ростом Т – уменьшение остаточной нефтенасыщенности. При применении метода закачки гор. воды для вытетснения легкой нефти, может происходить процесс дистилляции (испарение и послед.конденсация легких УВ). Зона 2 – вытеснение нефти обычной холодной водой. Изменение нефтенасыщенности происходит так же, как при обычном заводнении.

(Sв, Т, Sп)

Нагнетание пара

В зоне 1 температура практически не меняется, на границе с зоной 2 происходит некоторое снижение. Сосуществует три фазы – вода, смесь УВ, газ. Нефтяенасыщенность изменяется за счет процессов вытеснения и за счет испарения легких фракий. Зона 2- зона конденсации. При контакте с ненагретой частью пласта и нефтью пары воды и ЛУВ конденсируются--- увеличение водонасыщенности и уменьшение вязкости. Зона 3 – вытеснение холодной водой. Конечная нефтеотдача при паротепловом воздействии увеличивается за счет снижения вязкости пл. нефти, изменения подвижностей нефти и воды, термического расширения нефти.

Внутрипластовое горение

Этот метод характеризуется сложными физико-химическими процессами, происходящими в пласте. Вытеснение нефти происходит в результате различных механизмов: воздействие паром, горячей водой, газами горения, растворителями и т.д.

К нагн.скважине прилегает выжженная зона, через которую фильтруется раб.агенты (вода, воздух). Затем идет фронт горения, где происходят высокотемпературные окислительные реакции. Для поддержания процесса горения в пласте должно образовываться достаточное кол-во кокса, которое зависит от содержания в нефти асфальтенов, смол и тяжелых УВ. В паровой зоне фильтруется нефть, испарившиеся газы, легкие УВ и пар. Впереди паровой зоны образуется зона конденсации (по мере снижения Т происходит конденсация пара в горячую воду). Гор.вода, легкие УВ, газы горения вытесняют пласт.нефть ---à нефть аккумулируется в нефтяной вал и движется впереди зоны конденсации. Здесь поровое пространство занимают газы горения, вытесненная нефть и св.вода.

Различают:

СВГ – сухое внутрипл.горение

ВВГ – влажное внутприпл.горение

СВВГ – сверхвлажное ВГ

Технология ВВГпри внутрипластовом горении лишь часть генерируемого тепла переносится в области фронта горения, т.к. теплоемкость воздуха низка. Для ускорения теплопереноса в область пласта, где прошел фронт горения, вместе с воздухом закачивается вода, которая имеет высокую теплоемкость.

Ограничения для тепл.МУН:

- глубина залегания

- теплопотери

Недостатки:

- доп.затраты на генер.тепла

-неполное использование тепла из-за теплопотерь

η=Q акк/ Qзак (коэф.теплоиспользования, определяет эффект закачки теплоносителя).

Теплосодержание воды меньше, чем теплосодержание пара:

,

,

где - скрытая теплота парообразования.

Если пар содержит больше тепла, то объемы оторочки пара для закачки меньше, чем объемы оторочки воды.

Время безводного периода при закачке горячей воды больше. Время разработки при Г.В. меньше, чем при Х.В. (из-за роста обводненности)