Зміна напрямів фільтраційних потоків забезпечується шляхом додаткового розрізання покладу на блоки, організації осередкового заводнення, перерозподілу відборів і нагнітання між свердловинами, створення циклічного заводнення. Метод технологічний, потребує лише малого резерву потужності насосних станцій та наявності активної системи заводнення (поперечні розрізаючі ряди, комбінація приконтурного і внутрішньоконтурного заводнень та ін.).
Метод дає змогу підтримати досягнутий рівень видобутку нафти, знизити поточну обводненість продукції І збільшити охоплення пластів заводненням. Він ефективніший у разі підвищеної неоднорідності ітластів, високов’язких нафт і застосування в першій третині основного періоду розробки.
Створення високих тисків нагнітання
Величина тиску нагнітання впливає на техніко-економічну ефективність заводнення. У практиці заводнення спостережено тенденцію до підвищення тиску нагнітання на гирлі від 5 до 16...20 МПа, а в окремих випадках до 20...30 і навіть до 40 МПа.
Фізична суть розкривається наступним. Узагальнення досвіду заводнення і спеціальні дослідження показали таке: а) на існуючих режимах нагнітання води заводненням охоплюється лише невелика частина нафгонасиченої товщини пласта (20-25%); б) за певних тисків нагнітання проникні (а часто і високопроникні) колектори воду не приймають; в) за підвищення тиску нагнітання до значини вертикального гірничого тиску збільшується товщина інтервалів пласта, які приймають воду (збільшується охоплення товщини заводненням);
г) індикаторна діаграма приймальпості залежно від тиску нагнітання є нелінійною, причому темп приросту приймальності значно вищий, ніж темп приросту тиску.
Пояснюється це тим, що з ростом тиску нагнітання тріщини пласта розкриваються і збільшується їх проникність (див. § 2.7); переборюється граничний градієнт тиску зсуву для неньютонівських нафт і систем (див. § 2.6); виникає інерційний опір, який спричиняє протилежне першим двом чинникам викривлення Індикаторних ліній.
На індикаторній діаграмі можна виділити такі тиски: р - перший критичний тиск нагнітання, який відповідає тиску розкривання або утворення тріщин у найслабкІшому за механічною міцністю інтервалі пласта (нижньою межею його є гідростатичний тиск, який становить близько 0,4 вертикального гірничого тиску); р" - друпій критичний тиск нагнітання, відповідний максимальній значині охоплення пласта витісненням за товщиною, а перевищення його призводить до різкого збільшення тріщинуватості, утворення кількох великих тріщин, які приймають воду (він близький до вертикального гірничого тиску або трохи перевищує його).
Технологія методу полягає у створенні високих тисків нагнітання в межах між тисками р' та р”. А це забезпечує: а) збільшення поточних дебітів свердловин і пластового тиску (проте недопустимо підвищувати його в зоні відбирання вище тиску р'У, б) зниження обводненості продукції за рахунок інтенсивнішого припливу нафти із мало- проникних пропластків; в) зменшення впливу неоднорідності колектора за рахунок відносно більшого приросту приймальності малопро- никного иропластка порівняно із високопроникним; г) підвищення поточного коефіцієнта нафтовилучення за значно меншої витрати води внаслідок залучення до вироблення додаткових запасів нафти.
Застосування методу потребує вирішення ряду технічних задач. Серійні насоси забезпечують на викиді тиск до 20 МПа, що дає змогу використовувати метод для покладів, розташованих на глибинах усього до 1000...1500 м, Інакше потрібно спорудити або реконструювати КНС І прокласти нові розвідні водоводи, розраховані на високий тиск, а це призводить до великих витрат. Можна використати існуючі КНС і водоводи, але тоді біля нагнітальних свердловин треба встановлювати індивідуальні дотискувальні насосні устатковання, наприклад, занурені відцентрові електронасоси (з тиском до 30 МПа), які розташовуються вертикально у свердловинах-шурфах. Слід також забезпечити високу надійність конструкції нагнітальних свердловин, розробити надійніші конструкції пакерів та ін. Проте застосування методу може бути основою впровадження й інших методів (циклічне заводнення, полімерне заводнення і т.д.).
Форсування відбирань рідини
Технологія полягає в поетапному збільшенні дебітів видобувних свердловин (зменшенні вибійного тиску Рь).
Фізико-гідродинамічна суть методу полягає у створенні високих градієнтів тиску шляхом зменшення вибійних тисків рв. При цьому в неоднорідних, дуже обводнених пластах залучаються до розробки залишені цілики нафта, лінзи, тупикові і застійні зони, малопроникні пропластки і Ін.
Умовами ефективного застосування методу вважають: а) обвод- неність продукції не менше 80...85% (початок завершальної стадії розробки); б) високі коефіцієнта продуктивності свердловин І високі вибійні тиски; в) можливість збільшення дебітів (колектор стійкий, немає небезпеки проривання чужих вод, обсадна колона технічно справна, є умови для застосування високопродуктивного обладнання, пропускна здатність системи збирання і підготовки продукції достатня).
Для вирішення питання про застосування методу на конкретній свердловині треба попередньо вивчити залежність дебіту нафти від дебіту рідини. Дебіти рідини слід призначати за максимумом дебіту нафти. Техніка форсування відбирань може бути різною: штангові насоси за повного завантаження обладнання, електровідцентрові насоси, які розраховані на великі подавання та ін.
На закінчення зазначимо, що діяння на привибійну зону пласта, коли метою передбачено розширення профілів припливу і приймальності, підвищення якості розкриття пласта і освоєння свердловин, також сприяє збільшенню нафтовилучення. Такі та інші методи діяння на привибійну зону пласта викладено в главах 5 110.
§ 3.4 Газові методи підгримування пластового тиску і підвищення нафтовилучення
Запомповування газу в нафтові поклади з метою 1 НІГ і підвищення нафтовилучення застосовували значно раніше, ніж заводнення. Для цього використовували повітря, випускні або димові гази, вуглеводневий газ. Застосування повітря припинено через багато негативних наслідків (окислення нафти в пласті, збільшення її густини і в’язкості, зниження товарної якості нафтового газу, утворення стійких водонаф- тових емульсій і ін.). У випадку використання скраплених вуглеводневих газів, як і інших рідинних вуглеводневих розчинників, виникає нова і не менш трудна проблема вилучення із надр защемленого в порах дорогого розчинника, ціна якого є значно вищою, ніж нафти.
У наш час обмежилися застосуванням вуглеводневого сухого газу, газоводяної суміші, газу високого тиску та збагаченого газу. Витіснення нафти може бути як незмішуваним, так змішуваним (без наявності межі поділу фаз). Зміщуваність газу з нафтою в пластових умовах за сучасних технічних засобів досягається лише в разі легких нафт
з 4
(густина розгазованої нафта менша 800 кг/м) за тиску нагнітання сухого вуглеводневого газу близько або понад 25 МПа, збагаченого газу - 15...20 МПа (для порівняння: скрапленого газу - 8...10 МПа). З покращенням зміщуваності підвищується нафтовилучення.
Застосуванння вуглеводневого газу визначалось труднощами або негативними наслідками нагнітання води (наявністю в пласті набухаючих у воді глин; малою проникністю порід і, як наслідок, недостатньою приймальніспо нагнітальних свердловин).
Основні критерії ефективності процесу нагнітання газу такі:
а) куш залягання пластів: за кутів понад 15° нагнітання газу здійснюється в склепінну частину, за менших - шіощове нагнітання (в пологих структурах утруднено гравітаційне розділення газу і нафта);
б) глибина залягання пласта: за малої глибини і високих тисків нагнітання можливими є прориви газу у вищезалеглі пласти (порушується герметичність покладу), а за більшої глибини потрібно забезпечити компресорами дуже високий тиск нагнітання, що не завжди здійснимо і економічно виправдано;
в) однорідність пласта за проникністю і невисока в’язкість нафти: інакше проявляється проникнісна та в’язкісна нестійкість витіснення і мають місце передчасні прориви газу у видобувні свердловини;
г) гідродинамічна замкненість покладу, що забезпечує відсутність відтікань нафти за межі покладу.
Можна використовувати для нагнітання в поклад нафтовий газ, природний газ сусідніх газових родовищ або газ із магістральних газопроводів.
Технологічну схему заломповування і підготовки сухого нафтового газу зображено на рис. 3.4.
У разі використання природного газу очищення І підготовку його уже здійснено на газовому промислі, як і для магістрального транспортування.
На Битківському нафтогазоконденсатному родовищі здійснено природне перепускання газу без попередньої підготовки із нижчезалеглого еоценового газоконденсатного покладу в менілітовий нафтовий поклад за трьома схемами: із зовнішньосвердловинним перепусканням без суміщення і з суміщенням функцій нагнітальних і газозабірних свердловин та із внутрішньосвердіовннним перепусканням (див. § 3.2).
V Рисунок 34 — Технологічна схема запомповування нафтового газу: І — продукція нафтових свердловин, П - газу нагнпальні свердловини; Ш - газ дія місцевих потреб; IV ~ нафта споживачеві; V - вода; І - сепаратор високого тиску; 2 - газоочищувач (від захопленої води І механічних домішок); 3 - компресор високого тиску (компресорна станція); 4 - усталювання комплексної підготовки нафта; 5 - відбешиню- вальне устатковання (газобензиновий завод); 6 - компресор низького тиску |
Приймальність свердловин встановлюють дослідним шляхом або оцінюють за формулою дебіту газової свердловини, домножуючи розрахункову значину на дослідний коефіцієнт. Для підтримання тиску на існуючому рівні загальна витрата нагнітального газу має дорівнювати сумі дебітів нафти, газу і води, які зведено до пластових умов. Розділивши загальну витрату на приймальність одної свердловини, можна визначити кількість газонагнІтальних свердловин.
Вибійний тиск обчислюють з урахуванням втрати тиску на тертя і тиску стовпа газу. Звичайно тиск нагнітання є на 15-20% вищим від пластового тиску.
Нагнітання газу разом з водою зумовило розробку методу водогазового циклічного діяння як ефективнішого метолу підвищення нафтовилучення, ніж окремо використовувані в широких масштабах заводнення і, як експеримент, нагнітання газу (за умов незмінюваності). Коефіцієнт витіснення в такому разі збільшується за рахунок наявності в покладі вільного газу на величину граничної газонасиченості (10-15%), за якої газ є нерухомим (дав. рис. 2.2, а). Найдоцільніше не одночасно, а почергово здійснювати нагнітання газу І вода, забезпечуючи сумарній вміст у газоводяній суміші одного з агентів 25-75%. Тривалість циклів нагнітання кожного агента становить 10...30 діб. Спільне нагнітання важко здійснювати через технічні причини (утворення гідратів, потрапляння газу у водоводи і т.д.).
Газові методи реалізовано на Битківському родовищі (нагнітання сухого газу за відсутності змішування фаз, газоводяне діяння за тисків 18-20 МПа).
§ 3.5 Фізико-хімічні методи підвищення нафтовилучення
Фізико-хімічні методи забезпечують збільшення коефіцієнтів витіснення І охоплення одночасно або одного із них. Серед них виділяють дві підгрупи: а) методи, які покращують заводнення, що іруніукггься на зниженні міжфазового поверхневого натягу та зміні відношень рухомостей фаз і забезпечують збільшення коефіцієнтів витіснення та охоплення; б) методи вилучення залишкової нафти із заводнених пластів, що базуються на повній або частковій зміні зміщуваності робочих агентів з нафтою і водою,
Методи, які покращують заводнення
До них відносяться методи, в яких як робочі агенти використовують поверхнево-активні речовини (ПАР), полімери, луги і сірчану кислоту.
Метод затюмповування водних розчинів ПАР досліджувався з 60-х років XX століття на багатьох родовищах. Нейоногенні ПАР типу ОП- 10 за оптимального масового вмісту 0,05..,0,І% забезпечують зниження поверхневого натягу від 35...45 до 7...8 мН/м, збільшення кута змочування від 18 до 27° і зменшення натягу змочування в 8...10 разів. Проте такі розчини здатні забезпечувати підвищення нафтовилучення не більше, ніж на 2...5%. Разом з тим внаслідок великої адсорбції ПАР з розчину поверхнею породи технологічна і економічна ефективність є дуже сумнівною. Об’єми нагнітальних розчинів ПАР мають бути дуже великими (не менше 2-3 об’ємів пор). Фронт ПАР рухається по пласту в 10..20 разів повільніше, ніж фронт витіснення нафти водою.
Технологія запомповування розчину ПАР дуже проста, не зумовлює значних змін в існуючій технології заводнення і в системі розміщення свердловин. Для дозованого подавання розчинів ПАР розроблено устатковання УДПР-5.
Майбутнє методу пов’язується в основному з обробленням привибійних зон нагнітальних свердловин з метою підвищення їх гіриймальності, з нагнітанням слабкокоицентрованих (0,05-0,5%) і висококонцентрованих (1 -5%) розчинів для освоєння щільних глинистих колекторів і зниження тиску нагнітання, а також зі створенням композицій ПАР, які забезпечують істотне зменшення міжфазного натягу до 0,01...0,05 мН/'м.
Метод полімерного заводнення грунтується на здатності розчину полімеру у воді зменшувати співвідношення рухомостей (загущення води) нафти і води (поточний фактор опору) і зменшувати рухомість води, яку нагнітають за розчином полімеру (залишковий фактор опору), що підвищує охоплення пластів заводненням.
Рекомендується брати облямівку розчину полімеру розміром 0,1.-.0,5 від об’єму пор з концентрацією полімеру 0,01...0,1%.
Гель поліакриламіду (ПАА) не технологічний у застосуванні (потребує більших витрат ручної праці, більших транспортних витрат, замерзає за мінусової температури). Розчин з концентрацією 0,6...0,7% такого ПАА можна отримувати рециркуляцією насосами, а дозоване подавання у водовід здійснювати плунжерними насосами. Кращим є порошкоподібний полімер. Для приготування розчину із порошку розроблено устатковання УДПП-1,5; УДГГП-5; УДПП-200.
Цей метод є дорогим, тому перспективи його застосування залежать від ціни на нафту, обсягів виробництва дешевих полімерів і ефективного поєднання з іншими методами підвищення нафтовилучення.
Метод лужного заводнення грунтується на взаємодії лугів з активними компонентами (органічними кислотами) нафти і з породою. При цьому утворюються ПАР, змінюється змочуванісіь породи, набухають глини, утворюються стійкі водонафтовІ емульсії і виділяються осади. Дослідження методу розпочато у 70-х роках минулого століття.
Для приготування лужних розчинів можна використовувати з різними показниками лужності їдкий натрій (каустична сода) №ОН, вуглекислий натрій (кальцинована сода) Ма^СОї, гідроксид амонію (аміак) ГО^ОН, силікат натрію (розчинне скло) №25іОз. Найактивніші з них — перший і останній (силікатно-лужне заводнення).
Лужні розчини нагнітають у вигляді облямівок розміром 0,1.,.0,25 об’єму пор з концентрацією 0,05...0,5%. За значної адсорбції лугів можна створювати ступінчасту облямівку розчину з концентрацією, що зменшується. У результаті взаємодії силікату натрію і хлористого кальцію СаС12 утворюється стійка водонафгова емульсія і виділяється осад силікату кальцію СаБіОз, які знижують проникність промитої частини пласта. Приготування розчину лугу і його подавання в пласт не характеризуються великою складністю.
Майбутнє методу пов’язують Із поєднанням його з тепловими методами (термолужні розчини) і з осадоутворенням у пласті.
Метод нагнітання сірчаної кислоти {сірчанокислотне заводнення) грунтується на утворенні кислого гудрону (в’язкої смолистої маси) в найгіромитішій водою зоні (найбільш значимий чинник) і поверхнево- активних водорозчинних сульфокислот. Внаслідок цього знижується водопроникність промитих зон, підвищується охоплення пласта заводненням і знижується міжфазний натяг (до 3...4 мН/м).
Використовують або технічну сірчану кислоту концентрацією до 96%, або так звану алкіловану сірчану кислоту (АСК) концентрацією
80...85% (сірчанокислотні відходи виробництва високооктанового бензину).,
Технологія методу полягає в нагнітанні в пласт невеликої (близько
0, 15% порового об’єму пласта) облямівки сірчаної кислота, яка
проштовхується по пласту водою. Для цього біля нагнітальної
* - З
свердловини розміщують ємності (500...2000 м) з АСК, яку насосами
нагнітають у пласт. Після цього свердловина поєднується до
загальної системи заводнення для подальшого нагнітання води.
Застосування методу супроводжується сильною корозією використовуваного обладнання і експлуатаційної колони свердловини.
Методи вилучення залишкової нафти із заводнених пластів
Після застосування звичайного заводнення, гідродинамічних і газових методів та методів, які покращують заводнення, в покладах залишається до 30...70% запасів нафти. Цю залишкову нафту здатні витіснити лише такі робочі агенти, які змішуються з нафтою і водою або мають наднизький міжфазний натяг. До них відносять наїотерс- пективніші і високопсггенційні методи витіснення нафта діоксидом вуглецю (СОг) і міцелярними розчинами.
Діоксид вуглецю, як виггіснювальний агенг, розпочали досліджувати в 50-х роках минулого століття, а з 60-х років випробували на кількох родовищах. Вуглекислий газ за температури вище 31 °С перебуває в газоподібному стані за будь-якого тиску. Якщо температура нижча ЗІ °С, то утворюється рідинна фаза, проте за тиску менше 7,2 МПа вуглекислий газ випаровується.
Фізична суть методу полягає в добрій розчинності діоксиду вуглецю в пластових флюїдах, що забезпечує об’ємне розширення нафти в
1,5... 1,7 разів, зміщуваність його з нафтою (усунення капілярних сил), зниження коефіцієнта в’язкості нафти (від десятків відсотків до кількох разів) і, як наслідок, підвищення коефіцієнта витіснення (до 0,95).
Проте застосування СО2, як і будь-якого Іншого малов’язкого агента, супроводжується зниженням коефіцієнта охоплення (на 5...15%), через що збільшення коефіцієнта нафтовилучення може становити лише 7... 12%.
Джерелами отримання ССЬ можуть бути поклади вуглекислого газу, теплові електростанції, заводи з виробництва штучного газу із вугілля, сланців та інші хімічні заводи. Після спалювання природного газу дістаємо в 6... 11 разів більший об’єм продуктів згорання.
Діоксид вуглецю запомповуюпгь у внутрішньоконтурні нагнітальні свердловини: а) у газоподібному (краще за тиску повної зміщуваності близько 10-30 МПа) або в рідинному стані у вигляді облямівки, що проштовхується водою; б) разом з водою для утворення облямівок, які чергуються, за відношення порцій СО2 І води приблизно 0,25... 1; в) у розчиненому стані у вигляді карбонізованої води з концентрацією 3-5%.
Використання карбонізованої води малоефективне (коефіцієнт витіснення підвищується всього на Ю...15%). Оптимальний об’єм облямівки СО2 становить 0,2...0,3 об’єму пор. Окрім поєднання
запомповування СО2 з заводненням для зменшення передчасних
проривів ССЬ пропонується почергово його нагнітати з розчином полімеру, силікату натрію, ПАР, вуглеводневим газом та ін. Техніка нагнітання залежить від застосованої технології.
Для впровадження методу потрібно вирішити проблеми транспортування рідинного ССЬ, розподілу його по свердловинах, утилізації СО2 і повторного використання, боротьби з корозією труб і нафтопромислового обладнання.
Із усіх відомих методів підвищення нафтовилучення метод запомповування СО2 є найунІверсальнішим і най перспективнішим. Застосування цього методу визначається ресурсами природного
з
діоксиду вуглецю СОг, тому що потребу в ньому (1000...2000м на 1 т видобутої нафти) важко задовольнити за рахунок відходів хімічного виробництва, хоч це джерело СОг є економічно рентабельним.
Міцелярний розчин - це тонкодисперсна колощна система з вуглеводневої рідини (від скрашеного нафтового газу до сирої легкої нафт), води і водорозчинної ПАР, що стабілізована спиртом (ізопропиловим, бутиловим).
Міцелярне заводнення забезпечує зниження міжфазного натягу в пласті за оптимального складу практично до нуля (не більше 0,001 мН/м). За лабораторими даними коефіцієнт нафтовилучення в разі міцелярного заводнення становить 80...98%.
Технологія процесу полягає в нагнітанні у внуїрішьоконтурні свердловини послідовно облямівок розчинів хімічних реагентів:
а) передоблямІвки (20% об’єму пор) з прісної води або слабко- мінералізованого розчину хлористого натрію для пониження концентрації йонів кальцію і магнію в пласті (за необхідності);
б) облямівки міцелярного розчину малоконцентрованого (20...50% об’єму пор) або висококонцентрованого (5... 15% об’єму пор);
в) буферної облямівки або буфера рухомості (до З0...60% об'єму пор) з полімерного розчину, в’язкість, якого поступово зменшується від в’язкості міцелярного розчину до в’язкості вода {міцелярно-їюп'терне заводнення). За буферною облямівкою до кінця розробки родовища нагнітається вода, яка застосовується з метою заводнення. Дня збереження цілісності облямівки міцелярного розчину в пере- доблямівку і буферну облямівку додають спирт, концентрація якого дорівнює його концентрації в міцелярному розчині.
Міцелярні розчини можуть бути висококонцентрованими, які містять у собі до 50...70% вуглеводнів, до 8... 10% сульфонатів, до
2...3% стабілізатора і малоконцентрованими водними, які вміщують вуглеводів менше 5%, сульфонатів до 2% і стабілізатора менше 0,1%.
Міцелярний розчин готується із компонентів безпосередньо на родовищі. Він добре перемішується циркуляцією йош через насос, а перед запомповуванням його перепускають через фільтр. Оптимальна технологія має бути строго витриманою, оскільки її порушення неминуче погіршує ефективність процесу.
Потенційні масштаби застосування методу дуже великі (всі родовища з теригенними колекторами, нафгонасиченістю понад 30% І динамічним коефіцієнтом в’язкості нафти менше 15-20 мПас). Впровадження методу обмежується порівняно високою вартістю міцелярного розчину.
§ 3.6 Теплові методи підвищення нафтовилучення
Суть теплових методів полягає в тому, що порад з гідродинамічним витісненням здійснюється підвищення температури в покладі, що сприяє значному зменшенню в’язкості нафти, збільшенню її рухомості, випаровуванню легких фракцій та ін.
Об’єктами їх застосування є поклади високов’язкої смолистої нафти аж до бітумів, поклади нафти, які характеризуються ненькжь нівськими властивостями, а також поклади, пластова температура яких дорівнює температурі насичення нафти парафіном або близька до неї. Високою в’язкістю характеризується відносно велика частина відомих запасів нафти у світі, причому спостерігається тенденція до 'її зростання, Інші методи розробки таких родовищ і підвищення нафто- вилучення або не придатні до застосування, або не забезпечують достатньої ефективносп.
Розрізняють такі різновиди теплових методів: теплофізичні - нагнітання в пласт теплоносіїв (гарячої води, водяної пари, в тому числі і як внутрішньоппастового терморозчинника; пароциклічні оброблення свердловин); термохімічні - внутрішньопластове горіння.
Нагнітання в пласт тетоност І терморозчинника
Перші роботи щодо нагнітання водяної пари в пласт відносять до 1932 р. Кращими теплоносіями І витіснювачами виявились гаряча вода і водяна пара за високого тиску.
Під час підігрівання води до температури кипіння?ит (насичення) за сталого тиску їй передається теплота, яку набуває рідина. Під час кипіння з води виносяться бульбашки пари разом з дрібними краплинами вологи, суміш яких називають насиченою парою з різним ступенем сухості.їп (відношення маси сухої парової фази до маси суміші). За 1 >хп>0 маємо вологу насичену пару, а за дгп= І - суху насичену пару (нестійкий миттєвий стан). Перегрітою парою називають пару, яка за однакового тиску з насиченою парою має температуру, більшу від температури кипіння.
У разі охолодження перегрітої пари за сталого тиску виділяється теплота перегрівання, потім теплота пароутворення (конденсації) і далі частково теплота рідини, тобто отримуємо насичену пару, а за нею гарячу воду.
З підвищенням тиску р зростає температура кипіння?ют, яку можна оцінити за емпіричним рівнянням Руша:
^кип — ЮО у[Ї0р, (3.1)
де^кип У°С, р у МПа
Критичний стан води (критична точка), який характеризується зникненням різниці між рідиною і парою, настає за значин тиску
р Е 0
рКр = 22,115 МПа і температури Гкр = 374,12 С (при цьому питомий
об’єм = 0,003147 м3/кг і густина р^р = 317,7629 кг/м3).
Вода і нафта практично взаємнонерозчинні за атмосферних умов. Необмежена розчинність нафти в рідинній воді, яку експериментально встановлено у 1960 р. (Е.Б. Чекалюк та ін.), досягається за температур 320. 340 °С і тисків 16...22 МПа (рис. 3.5). Причому вода на відміну від інших розчинників після зниження температури водонафтового розчину до атмосферної повністю виділяє всю розчинену в ній нафту. Критична температура розчинення знижується в пористому середовищі на 10...20 °С, а в разі додавання до води вуглекислого газу за об’ємного співвідношення 1:5 (в атмосферних умовах) - до 250 °С.
Зіставленням результатів лабораторних дослідів з витіснення нафти водою, коли забезпечувалось поінтервальне ступінчасте підвищення температури нагнітальної води, встановлено, що сумарний коефіцієнт витіснення підвищується до 0,67 за температури 250...300 °С і до 0,97 за температури 300...310 °С та тиску 18...20 МПа (рис. 3.6) Повне витіснення переконує, що відбувається взаємне змішування води і нафти.
Рисунок 3 5- Схематична діаграма ізотерми насичених фаз розчину вода - «-іексадекан за температури 365 °С у координатах склац-тиск (за ЕБ Чекалкжом) рн\ - тиск конденсації н-гексадекану (0,42 МПа), Рн2 - тиск конденсації вода (20,2] МІ 1а), Н],Н2- гочки гомогенізації
розчину, і], І2~ точки інверсії розчинності, ІІ-точка ретроградного розшарування розчину, А - область двофазної рівноваги рідинної і газової фаз. Б - область двофазної рівноваги двох рідинних фаз, В - обласіь ретроградного розшарування двох рідинних фаз, І - обласіь необмеженої розчинності рщинного»-гекеадекану і рідинної фази, II - область необмеженої розчинності рщинного к-гексадекану і газової фази води, Ш - область необмеженої' розчинності газової фази н-гексадекану і газової фази вода
Насичена водяна пара, як терморозчинник нафти, діє в усій області її існування в інтервалі температур 100,.370°С і тисків від атмосферного до 22 МПа. Проте коефіцієнт охоплення пласта для гарячої води вищий, ніж для пари. Пара, як малов’язкий робочий агент, звичайно рухається біля покрівлі пласта Охоплення парою по товщині не перевищує 0,4, по площі становить 0,5..,0,9. Коефіцієнт нафтовилучення при цьому сягає 0,3. 0,35.
Рисунок 3.6 - Крива збільшення коефіцієнта витіснення нафти водою із пласта Пз Гнщннцівського родовища за ступінчастого підвищення температури і за тиску 20 МПа (за даними Е,Б. Чекалюка і К О, Оганова) |
Технологія запомповування в пласт теплоносія і терморозчинника реалізується шляхом нагрівання його на поверхні або на вибої свердловини; на поверхні з додатковим підігріванням на вибої свердловини. Створити надійні з погрібною характеристикою вибійні теплогенератори досі не вдалося. Недолік застосування поверхневих теплогенераторів - великі втрати теплоти (відповідає зниження температури) в поверхневих комунікаціях і в стовбурі свердловини.
Нормована втрата теплоти в підвідних трубопроводах становить
-З. *
(0,5...6)' 10 % теплопродуктивності парогенераторів на 1 м
трубопроводу.
Температура у стовбурі нагнітальної свердловини для однофазного гарячого теплоносія (як рідинного, так і газоподібного) звичайно понижується з глибиною (рис. 3.7) і може бути розрахована, наприклад, за формулою Е.Б. Чекалюка
де Ці, () - температура гарячого теплоносія на глибині г, м, через час (, год, після початку нагрівання, °С; То - зведена до гирла свердловини температура нейтрального шару Землі (середньорічна температура), °С; Тг - температура теплоносія на гирлі свердловини, °С; Гт -
геотермічний градієнт, °С/м; |3Т =—-—
ЯРтср
коефіцієнт теплообміну між потоком теплоносія і навколишнім середовищем, М*1; Лт - середній коефіцієнт теплопровідності оточуючого потік середовища, кДж''(М'ШД-°С); ц - об’ємна витрата теплоносія, м'/год; рт - густина теплоносія, кг/м3; ср - масова теплоємність теплоносія за сталого тиску, кДж/(кг°С); ат - середній коефіцієнт температуропровідності оточуючого потік середовища, м2/год; сіо-діамсчр труби, по якій здійснюється нагнітання, м.
Стовбур свердловини нагрівається за умови:
2 < І(\ =-------- ІП
Рт
і охолоджується за умови: 2 > 2о, де го - глибина точки інверсії температурної кривої. Максимальна величина охолодження наближається до значини АТ$ = -Ц/^. Збільшити глибину го можна зменшенням коефіцієнта (див. рис. 3.7, криві 1 та 2) або підвищенням температури Гг (див. рис. 3.7, крива 3), тобто збільшенням витрати д і тривалості запомповування /.
Дата добавления: 2015-08-29; просмотров: 20 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |
