ПАРОТЕПЛОВОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПЛАСТ (ПТВ)

Механизм извлечения нефти из пласта при нагнетании в него

горячего рабочего агента основывается на изменениях свойств нефти и

воды, содержащихся в пласте, в результате повышения температуры. С

повышением температуры вязкость нефти, ее плотность и межфазовое

отношение понижаются, а упругость паров повышается, что благоприятно

влияет на нефтеотдачу.

В качестве рабочего агента применяются преимущественно водяной

пар и горячая вода. Они характеризуются высокой удельной

теплоемкостью и хорошими нефтевытесняющими способностями.

Нефтяной пласт первую очередь за счет использования скрытой теплоты

парообразования. При этом пар, распространяясь по пространству,

конденсируется. Дальнейший нагрев пласта осуществляется уже за. счет

использования теплоты горячего конденсата, в результате чего последний

охлаждается до начальной температуры пласта.

При вытеснении нефти паром имеет место улучшение испарения

углеводородов за счет линии. Снижение парциального давления связано с

наличием в зоне испарения паров воды. Из остаточной нефти испаряются

легкие компоненты и переносятся к передней границе паровой зоны, где

они

снова

конденсируются

и

растворяются

в

нефтяном

валу,

дополнительное увеличение нефтеотдачи. При температуре 375°С и

атмосферном давлении может дистиллироваться (пере-гоняться) до 10%

нефти плотность 934 кг/м. При ПТВ в пласте образуются три характерные

зоны: зоны вытеснения нефти паром; зона горячего конденсата, где

реализуется механизм вытеснения нефти водой в неизотермических

условиях, и зона, не охваченная тепловым воздействием, где происходит

вытеснение

нефти

водой

пластовой

температуры.

Процессы,

происходящие в каждой из в процессе закачки пара нагревается в

поровому их парциального дав- образуя оторочку растворителя, которая

обеспечивает этих зон, испытывают взаимное влияние.

Увеличение нефтеотдачи пласта при закачке пара достигается за

счет снижения вязкости нефти, что способствует улучшению охвата

пласта воздействием; за счет расширения нефти, перегонки ее паром и

экстрагирования растворителем, что повышает коэффициент вытеснения.

Вязкость нефти резко снижается с увеличением температуры,

особенно в интервале 20-80°С. Так как дебит нефти обратно

пропорционален ее вязкости, то производительность скважин может быть

увеличена в 10-30 раз и более.

Наиболее высокая скорость снижения вязкости отмечается при

начальном увеличении температуры. При достижении определенной

температуры снижение вязкости замедляется. Высоковязкие нефти со

значительной плотностью обладают большим темпом снижения вязкости.

С повышением температуры вязкость нефти уменьшается более

интенсивно, чем вязкость воды, что также благоприятствует повышению

нефтеотдачи. Для тяжелых нефтей остаточная нефтенасыщенность

уменьшается более резко, особенно при температурах до 150 С.

На

механизм

вытеснения

жидкости

существенно

влияют

поверхностные свойства системы нефть вода порода. С повышением

температуры уменьшается толщина адсорбционного слоя поверхностно-

активных молекул нефти на поверхности поровых каналов, в результате

чего проницаемость пласта увеличивается. Для примера рассмотрим нефть

месторождения. По содержанию органических кислот она относится к

высокооктановой и содержит 3,78% органических кислот и других

соединений, способных омыляться щелочью. Поверхностное натяжение

нефти на границе с пластовой водой при температуре 20°С равно 0,00605

Н/м. С увеличением температуры эта величина изменяется следующим

образом: при 40°С - 0,00403 H/м, при 60°С - 0,00234 H/м. Лабораторными

исследованиями установлено, что капиллярная пропитка происходит как

при низких, так и высоких температурах, однако с повышением

температуры этот процесс значительно ускоряется. Результаты опытных

работ по капиллярному вытеснению нефти пластовой водой, проведенные

на метром 36 мм и высотой 20 мм с проницаемостью 2,1 мкм

2

и

пористостыю 30% приведены ниже. В опытах время пропитки образца

составляло 1сут.

Если при 100°С из образца вытесняется 62% нефти, то при

температуре 200°С - 75%, что объясняется существенным изменением

поверхностных и смачивающих свойств системы нефть- вода- порода.

Температура, °С 22 55 100 125 150 200

Нефтеотдача, % 4,83 50,3 61,85 64,6 68,6 75,45

В образцах, представленных низко проницаемыми породами, же

температурах значительно капиллярные процессы при тех ослаблены, хотя

тенденция практически остается такой же. В образцах, представленных

низко проницаемыми породами, капиллярные процессы при тех же

температурах

значительно

ослаблены,

хотя

тенденция

практически

остается такой же. При выборе объекта для ПТВ необходимо иметь в виду,

что нефтенасыщенная толщина пласта не должна быть менее 6м. Процесс

вытеснения нефти паром становится неэкономичным из-за больших

потерь теплоты через кровлю и подошву залежи.

Глубина залегания пласта не должна превышать 1200 м из-за потерь

теплоты в стволе скважины, которые примерно достигают 3% на каждые

100м глубины, и технических трудностей обеспечения прочности колонн.

Проницаемость пласта быть менее 0,1 мкм

2

, а темп вытеснения нефти

должен быть достаточно высоким для уменьшения потерь теплоты в

кровлю и подошву залежи. Общие потери теплоты должны превышать

50% от поступившей на устье скважины. В противном случае процесс

ГIТВ будет неэффективен.

Теплоноситель

Жидкое

или

газообразное

вещество,

имеющее,

как

правило,

высокую температуру и отдающее свою энергию в форме теплоты другим

телам

(веществам),

обладающим

меньшими

температурами.

Теплоноситель

должен

обладать

высокой

температурой

кипения,

химической инертностью по отношению к металлам. теплостойкостью,

минимальной Токсичностью, низкой стоимостью. Основным веществом

при термическом воздействии на нефтяной пласт является вода, нагретая

до температуры кипения и превращенная в пар. В зависимости от этого

существенно изменяется ее энтальпия. Пар как тепловой агент обладает

следующими отличительными свойствами:

Высоким

теплосодержанием,

благодаря

скрытой

теплоте

парообразования. При степени сухости пара 0,8 (80% пар и 20% Вода по

массе) в пласт можно ввести значительно больше тепла (в расчете на

единицу массы закачиваемого агента), чем при нагнетании горячей воды;

Пар может занимать объем в 25-40 раз больше, чем вода; пар в

состоянии вытеснить всю нефть из пористой среды (97-99%) независимо

от свойств нефти (вязкости, поверхностного натяжения, прилипаемости).