Тепловые методы воздействия на пласт.

При нагнетании в пласт теплоносителей (растворов на углеводородной основе, воды, пара) гидродинамическое вытеснение дополняется повышением температуры в залежи, что способствует снижению вязкости нефти и увеличению ее подвижности. Объектами применения технологии являются залежи высоковязкой тяжелой нефти, а также нефти, пластовая температура которой равна или близка к температуре насыщения парафином, если другие методы повышения нефтеотдачи не применимы или не обеспечивают достаточной эффективности.

Среди технологий паротеплового вытеснения нефти выделяют циклическую закачку пара, закачку пара с последующим перемещением тепловой оторочки водой и непрерывное нагнетание пара в пласт. Многолетний опыт пароциклической отработки пластов показал, что эффективность метода падает от цикла к циклу на 10-50 %, а после пятого или шестого циклов метод становится экономически невыгодным.

Для перераспределения потока вытесняющего пара широко используют химические добавки. Наибольшее распространение получили вспенивающие реагенты, в качестве которых применяют сульфанатные поверхностно-активные вещества. Для стабилизации пены и существенного увеличения фактора сопротивления проточных каналов в систему вводят каустик, а паронагнетание сочетают с закачкой газообразных смесей водорода, окиси углерода, азота и паров легких углеводородов. Газ повышает пенообразующую способность ПАВ и ускоряет темпы добычи нефти. Пенообразование в нефтяном пласте весьма эффективно при наличии высокопроницаемых каналов и трещин.

Важным направлением совершенствования технологии закачки пара в целях повышения нефтеотдачи пласта является регулирование профиля фильтрации гелеобразующим составом. Гель характеризуется большей термостабильностью, чем пенные системы. Основу гелеобразующих смесей составляют поливиниловый спирт, альдегид и вода. Гелеобразующий состав может закачиваться в пласт вместе с паром или поочередно. Исходный состав имеет низкую вязкость и легко проникает в паропроводящие каналы пласта, где под действием высокой температуры образует структуры, закупоривающие поры. Состав, внедрившийся в зоны, не обработанные паром, из-за низкой температуры не образует связей и легко вытесняется из пласта.

Эффективность метода добычи тяжелых и высоковязких нефтей существенно повышается при тепловом воздействии на пласт из горизонтальных стволов скважин. В последнее время это новое направление стало широко применяться в мировой практике.

При вытеснении нефти паром могут применяться различные комбинации горизонтальных и вертикальных скважин в виде нагнетательных и добывающих. По мнению многих авторов, наиболее практической является схема, включающая для нагнетания пара вертикальные, а для добычи нефти горизонтальные скважины или наоборот.

Горизонтальный участок скважины обеспечивает большую площадь контакта с нефтенасыщенной породой, благодаря чему увеличивается охват пласта тепловым воздействием. Горизонтальные стволы повышают продуктивность скважин в 5-10 раз, увеличивая темп отбора и сокращая время возврата вложенных средств. Экономически они наиболее выгодны в маломощных пластах и в залежах с низкими коллекторскими свойствами.

Технология так называемой "паровой камеры" основана на механизме противоточной гравитационной сегрегации пара и разогретой нефти. Нагнетаемый пар будет стремиться в верхнюю часть залежи, а горячий конденсат и подвижная нефть за счет сил гравитации будут дренироваться в нижнюю горизонтальную добывающую скважину.

При закачке теплоносителя могут возникнуть различные осложнения: вынос песка, нагрев обсадной колонны. Для их предупреждения проводят крепление призабойной зоны, ограничивают отбор жидкости вплоть до остановки добывающей скважины.

Закачка пара является энергоемким процессом и характеризуется низким КПД из-за больших потерь тепла в наземных коммуникациях, в стволе скважины и по пласту. Даже в наиболее успешных проектах на выработку и закачку пара в парогенераторах расходуется от 1/5 до 1/2 топливного эквивалента добытой нефти. Для уменьшения теплопотерь выбирают пласты толщиной более 6 м, сгущают сетки между нагнетательными и добывающими скважинами, обеспечивают максимально возможный темп нагнетания теплоносителя (пара 250-300 т/сут и более), теплоизолируют трубы и др. Кроме того, на степень применения тепловых методов значительное влияние оказывает ограничение по защите окружающей среды за счет выбросов в атмосферу СO2 и NO2, выброса твердых веществ, загрязнения водоемов и др.

Вытеснение нефти паром

На основании лабораторных и промысловых опытов установлено, что наиболее эффективным рабочим агентом, используемым для увеличения нефтеотдачи, является насыщенный водяной пар высоких давлений (8-15 МПа) со следующими отличительными свойствами.

1. Высокая энтальпия благодаря скрытой теплоте парообразования. При степени сухости пара 0,8 (80% пара и 20% воды) в пласт можно ввести значительно больше тепла (в расчете на единицу массы закачиваемого объекта), чем во время нагнетания горячей воды (в 3-3,5 раза).

2. Объем пара может быть в 25-40 раз больше, чем объем воды.

3. Пар в состоянии вытеснить почти до 90% нефти из пористой среды.

В процессе вытеснения нефти паром пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкости нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. В пласте образуются три следующие зоны, различающиеся по температуре, насыщению и характеру вытеснения.

1. Зона пара вокруг нагнетательной скважины с температурой, изменяющейся от температуры начала конденсации (400-200 °С), в которой происходят экстракция из нефти легких фракций (дистилляция нефти) и перенос (вытеснение) их по пласту, т. е. совместная фильтрация пара и легких фракций нефти.

2. Зона горячего конденсата, в которой температура изменяет-ся от температуры начала конденсации(200 °С) до пластовой, а горячий конденсат (вода) в неизотермических условиях вытесняет легкие фракции нефти.

3. Зона с начальной пластовой температурой, не охваченная тепловым воздействием, в которой происходит вытеснение нефти пластовой водой.