На головну

Методи теплового впливу на пласт

  1. I.3.3. Методи виносу в натуру проектних точок.
  2. I.3.4. Методи підготовки даних для перенесення проекту на місцевість.
  3. IV. Багатовимірні статистичні методи
  4. R-методи.
  5. А - знімання НАВАНТАЖЕННЯ в області пружньою деформацій; б - знімання НАВАНТАЖЕННЯ в області пластичних деформацій; А0 - область залішкової деформації
  6. А) Резекцію піелоуретрального сегмента, пієлолітотомію з піелопластіка.
  7. А) чрезкожная чрезпросветная коронарна ангіопластика

Ці методи є перспективними для видобутку високов'язких нафт і нафт з неньютоновскими властивостями. Однак існують родовища з такими умовами залягання і властивості нафти, при яких теплові методи впливу можуть виявитися єдиними, допускають промислову розробку.

Якщо пластова температура дорівнює або близька до температури початку кристалізації парафіну в пластових умовах, то витіснення нафти холодною водою призведе до охолодження пласта, випадання парафіну і закупорці пір, що посилиться при сильній пошаровим неоднорідності пласта. Нагнітається холодна вода, швидко просуваючись по найбільш проникним уславився, стане джерелом охолодження вище і нижче залягають менш проникних прошарків. Охолодження призведе в кращому випадку до загустіння нафти, а в гіршому - до випадання розчинених парафінів в тверду фазу і консервації запасів нафти в пропластками. Зазначені особливості властивостей нафти і сильна послойная неоднорідність пласта можуть привести до отримання значного ефекту при закачуванні в такий пласт теплоносія. В цьому випадку гаряча вода (або пара), проникаючи по добре проникною уславився, буде прогрівати вище і ніжезалегающіе шари пласта, що призводить до зниження в'язкості нафти і сприяє більш повному вилученню запасів.

Методи теплового впливу на пласт перспективні як методи збільшення нафтовіддачі пластів і як чи не єдиний спосіб видобутку високов'язких нафт і бітумів. Розрізняють такі основні види теплових методів.

1. Закачування в пласт гарячих теплоносіїв (вода і пар).

2. Створення внутріпластового рухомого вогнища горіння.

3. Циклічна теплова обробка привибійної зони пласта.

Якщо перші два технологічних процеси відносяться до методів впливу на пласт, то останній має більше відношення до методів впливу на привибійну зону пласта. Найкращі теплоносії серед технічно можливих - вода і пар. Це пояснюється їх високою ентальпії (теплосодержанием на одиницю маси). Взагалі теплосодержание пара вище, ніж води, однак зі збільшенням тиску вони наближаються одна до одної (рис. 3.10).

Мал. 3.10. Залежність питомої об'ємного Зпро і масового

Ст теплосодержания пара від тиску в стані насичення

Зі збільшенням тиску нагнітання переваги пара в порівнянні з водою зменшуються, якщо їх оцінювати тільки з позицій кількості введеної в пласт теплоти. Це також вказує на те, що найбільша ефективність досягається при закачуванні пара в неглибокі свердловини, коли потрібні низькі тиску. Слід мати на увазі, що теплосодержание одиниці об'єму пара менше, ніж води, і особливо при низькому тиску. Однак прийомистість нагнітальних свердловин при закачуванні пара вище, ніж при закачуванні води, внаслідок меншої в'язкості пара.

При русі гарячої води по трубопроводах і пласту відбувається її охолодження. При русі пара такого зниження температури не відбувається завдяки прихованій теплоті паротворення і зміни його сухості. Процеси теплового впливу пов'язані з втратою теплоти в трубопроводах, свердловині і в самому пласті на прогрів покрівлі і підошви. К. п. Д. Застосовуються парогенераторів близько 80%. Тепловтрати в поверхневих паропроводах оцінюються приблизно від 0,35 до 3,5 млн. КДж / добу на кожні 100 м трубопроводу. Це порівняно мала частка, так як сучасні парогенератори мають продуктивність близько 250 - 650 млн. КДж / сут.

Мал. 3.11. Залежність коефіцієнта теплоспоживання від безрозмірного часу ? = 4?t / h2

(По Рубенштейна): ? - коефіцієнт температуропровідності оточуючих порід, м2 / год;

t - час закачування теплоносія, ч; h - товщина шару, м

Рис 3.13. Залежність коефіцієнта відставання ? від тривалості нагнітання теплоносія:

1 - h = 30 м; 2 - h = 20 м; 3 - h = 10 м

Тепловтрати в свердловині становлять приблизно 1,7 млн. КДж / добу на кожні 100 м довжини НКТ. Для зниження втрат теплоти кільцевий простір заповнюють газом (теплопровідність газу менше теплопровідності рідини). Розрахунки показують, що при здійсненні заходів щодо зниження втрат теплоти в свердловині їх можна довести до 2 - 3% від загальної кількості теплоти, що вводиться в свердловину при закачуванні гарячої води, і до 3 - 5% ПРН закачування пара на кожні 100 м довжини стовбура. Втрати в стовбурі свердловини істотно обмежують ефективні глибини залягання пластів для теплового впливу: для води 1000 - 1200 м і для пара 700 - 1000 м при максимально можливих темпах закачування теплоносія. Збільшення швидкості закачування майже не позначається на абсолютній величині тепловтрат, тому збільшення темпів закачування призводить до зменшення частки тепловтрат від загальної кількості введеної в пласт теплоти.

Теплова ефективність впливу на пласт оцінюється відношенням накопиченої в обсязі пласта теплоти Qп до загальної кількості введеної теплоти Qв. Це відношення називають коефіцієнтом теплоспоживання. Тепловтрати в покрівлю і підошву пласта збільшуються у міру збільшення фронту нагнітання і площі, охопленої теплоносієм.

При зменшенні товщини шару частка втрат в покрівлю і підошву зростає - коефіцієнт теплоспоживання зменшується. Оцінки тепловтрат показують, що після закінчення певного часу втрати стають рівними кількості введеної теплоти і коефіцієнт теплоспоживання звертається в нуль (рис. 3.11).

Оцінка реальних втрат теплоти (див. Рис. 3.11) показує, що через 86,8 сут закачування в пласт товщиною h = 5 м при ? = 0,003 м3/ Ч тепловтрати досягнутий 42%. Причому ці так звані інтегральні втрати не залежать від геометрії течії теплоносія по пласту (радіальна або лінійна). Ці оцінки вказують також, що темп введення теплоносія в пласт повинен бути максимально можливим, так як при цьому коефіцієнт теплоспоживання зростає.

Теплопередача в пласті здійснюється конвективним (потоком гарячої води або пари) і дифузійним (за рахунок теплопровідності пористого середовища) способами. В результаті в пласті формується температурний фронт переміщується в напрямку фільтрації теплоносія. Однак теплоперенос, т. Е. Рух теплового фронту, і масоперенос, т. Е. Рух самого теплоносія в пласті, відбуваються з різними швидкостями внаслідок витоку теплоти на нагрів не тільки самого пласта, за яким відбувається фільтрація теплоносія, а й оточуючих порід.

При закачуванні гарячої води в пласті формується дві зони: зона з падаючої температурою і зона, що не охоплена тепловим впливом, з первісної пластової температурою.

При закачуванні пара формується три зони: перша зона з приблизно однаковою температурою, насичена пара, температура якої залежить від тиску в цій зоні. Друга зона - зона гарячого конденсату (води), в якій температура знижується від температури насиченої пари до початкової пластової. Третя зона - зона, що не охоплена тепловим впливом, з пластової температурою.

Внаслідок витрат теплоти, що міститься в теплоносії, на прогрів пласта і навколишніх порід теплової фронт відстає від фронту витіснення (теплоносія), причому чим менше товщина шару, тим відставання більше за інших рівних умов. Це пояснюється тим, що при малій товщині шару частка втрат теплоти в покрівлю н підошву пласта більше і охолодження теплоносія відбувається швидше.

Однак таке відставання теплового фронту залежить ще і від теплофізичних і колекторських властивостей пласта і теплоносія, а також від ефективності витіснення нафти водою (рис. 3.12). З малюнка видно, що при товщині шару 10 м (лінія 3) через рік температурний фронт відстане від фронту витіснення в 13,3 рази (? = 0,075), а при товщині шару 30 м (лінія 1) - в 9,1 рази ( ? = 0,11).

При закачуванні пара також відбувається відставання температурного фронту від фронту витіснення. Однак за рахунок прихованої теплоти пароутворення при конденсації пари прогріта зона пласта збільшується в 3 - 5 разів (в залежності від сухості нагнітається пара і тиску) в порівнянні із закачуванням гарячої води. У цьому полягає одна з переваг використання пара порівняно з гарячою водою в якості теплоносія.

При закачуванні гарячої води в зоні, б поза тепловим впливом, відбувається витіснення нафти водою в ізотермічних умовах, а в нагрітій зоні, в якій температура змінюється від пластової до температури води на вибої свердловини, - в неізотерміческнх. При цьому знижується в'язкість нафти, поліпшується співвідношення подвижностей нафти і води, відбувається теплове збільшення обсягу нафти і ослаблення молекулярно-поверхневих сил. Все це призводить до збільшення нафтовіддачі.

При закачуванні пара в зоні конденсації механізм витіснення аналогічний механізму витіснення при закачуванні гарячої води. У першій зоні завдяки високій температурі відбувається часткова разгонка легких компонентів нафти і перехід їх із зони пара в зону конденсації, що також призводить до ще більшого збільшення нафтовіддачі.

Роль кожного з перерахованих факторів залежить як від температурної обстановки в пласті, так і від фізико-хімічних властивостей пластової нафти (щільність, в'язкість, наявність легких компонентів і ін.).

Крім того, на практиці помічені збільшення і подальша стабільність приемистости нагнітальних свердловин при закачуванні гарячої води. Однак при закачуванні пара в результаті дії прісного конденсату на глинисті компоненти пористого середовища, що приводить до розбухання глин, може спостерігатися і зниження прийомистості.



Підтримка пластового тиску закачуванням газу | Техніка закачування теплоносія в пласт

Розміщення свердловин | Основні характеристики підтримки пластового тиску закачуванням води | Водопостачання систем ППД | водозабори | Станції другого підйому | Устаткування кущових насосних станцій | Основні характеристики БКНС | Технологія і техніка використання глибинних вод для ППД | Характеристика заглибних установок, що спускаються на кабелі-канаті | Характеристика заглибних високопродуктивних насосів для ППД |

© um.co.ua - учбові матеріали та реферати