Тепловые методы повышения нефтеотдачи

Итак, суммарный результат воздействия движущегося очага горения на пласт складывается из многочисленных эффектов, способствующих увеличению нефтеотдачи: образуются легкие углеводороды, конденсирующиеся в ненагретой зоне пласта впереди фронта горения и уменьшающие вязкость нефти; конденсирующаяся влага образует зону повышенной водонасыщенности (вал горячей воды); происходит термическое расширение жидкостей и породы, увеличивается проницаемость и пористость за счет растворения цементирующих материалов; углекислый газ, образующийся при горении, растворяется в воде и в нефти, повышая их подвижность; тяжелые осадки нефти подвергаются пиролизу и крекингу, что увеличивает выход углеводородов из пласта.

В ходе теоретических и промысловых исследований установлено, что с увеличением плотности и вязкости нефти расход сгорающего топлива увеличивается, с увеличением проницаемости пород - уменьшается. В зависимости от геолого-физических условий пласта расход сгорающего топлива может составить 10-40 кг на 1 м3 пласта, или 6-25% первоначального содержания нефти в пласте. Проницаемость пористой среды незначительно влияет на механизм горения, хотя требует повышенного давления нагнетания и увеличивает сроки реализации процесса.

Коэффициент использования кислорода - важный показатель эффективности процесса ВГ. Его снижение при прочих равных условиях приводит к увеличению относительного расхода воздуха. По промысловым данным он колеблется в пределах 0,5-0,98.

К сказанному добавим, что поскольку при ВГ тепловая энергия образуется непосредственно в пласте, исключаются тепловые потери по стволу скважин, которые имеют место при закачке теплоносителей. Кроме этого, при внутрипластовом горении зона внутрипластового генерирования тепла перемещается по направлению к добывающим скважинам, поэтому снижаются тепловые потери в окружающие породы через кровлю и подошвы пласта.

Недостатки метода:

1. Ограничение глубиной - до 1500 м.

2. Бурение дополнительных  нагнетательных скважин-дублеров  для раздельной подачи воздуха  и воды.

3. Неравномерное выгорание  пласта изменяет его свойства, что усложняет в дальнейшем  применение каких-либо методов  извлечения нефти.

 

2.КОМБИНИРОВАННЫЕ МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

2.1 Термоакустическая обработка

Для сокращения времени, необходимого на прогрев пласта до заданной температуры совмещают с акустической. Волновое поле, создаваемое акустическим излучением способствует увеличению температуропроводности пласта, глубины обработки, выносу из пористой среды частиц парафина, бурового раствора и его фильтрата, твердых отложений солей. Глубина зоны воздействия достигает 8 метров. Применяемая аппаратура состоит из ультразвукового генератора, секционного термоакустического излучателя, который спускают в скважину на колонне НКТ или кабеле.

2.2 Метод термогазохимического воздействия

Термогазохимический способ воздействия на призабойную зону успешно испытан в разведочных скважинах. Сущность его заключается в том, что в скважину спускают аппарат (АДС), содержащий медленно сгорающие пороха специального состава. Применение АДС для термогазохимической обработки пласт допустимо в условиях заполнения скважины глинистыми растворами, а также нефтью и растворами на нефтяной основе. При этом на забое развивается высокая температура и большое давление. В продуктах сгорания содержатся углекислый газ и соляная кислота; СО2 способствует уменьшению вязкости нефти и увеличению ее объема. Под влиянием динамической нагрузки в породе создаются дополнительные трещины. При движении по трещинам и порам пороховые газы, содержащие CO2, CO, N2, HCE с начальной температурой газа 25000 С способствуют расплавлению парафиновых и асфальто-смолистых отложений, растворяют частично карбонаты, уменьшают поверхностное натяжение нефти на границе с водой, уменьшают вязкость пластовых жидкостей. Внедряется в практику новый химический прогреватель пластов, действие которого основано на процессе горения заряда из медленно горящего состава (железо-алюминиваемого термита бария и эпоксидной смолы). Время действия заряда в зависимости от его длины продолжается от 1 до 3 ч.

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Повышение нефтеотдачи на разрабатываемых месторождениях равносильно открытию новых месторождений, поэтому данная проблема актуальна для всех нефтедобывающих стран мира.

Несомненно, что из всех новых методов повышения нефтеотдачи пластов наиболее подготовленными в технологическом и техническом отношении являются термические, позволяющие добывать нефть вязкостью до 100 МПа с увеличением при этом конечной нефтеотдачи до 30 - 50%. В частности, метод паротеплового воздействия наиболее распространен как на промыслах стран СНГ, так и за рубежом.

Основные факторы, определяющие рост объема добычи нефти за счет термических методов, это наличие:

- ресурсов высоковязкой  нефти;

- высокоэффективных технологий  воздействия на залежи нефти;

- теплоэнергетического оборудования;

- термостойкого внутрискважинного  и устьевого оборудования;

- возможности эффективного  контроля за процессами их  регулирования.

Широкое развитие термических методов добычи нефти связано с решением комплекса сложных научных и технических проблем. Среди них особое место занимают вопросы изучения механизма нефтеотдачи пластов применительно к различным геолого-физическим условиям, возможности эффективного использования особенностей строения конкретных объектов, а также сочетание тепловых и других методов повышения нефтеотдачи пластов, способствующих совершенствованию технологических процессов с доведением коэффициента нефтеодачи до 50-60%.

Нефтенасыщенные пласты - коллекторы среднеюрской залежи с глубиной залегания до 370 м и мощностью 50 - 60 м представлены песками и глинами с редкими прослоями алевролитов. Размер частиц от 0,01 до 0,25 мм; состав: кварц (80 - 90%), полевые шпаты (5 - 10%), смолы (2 - 5%); средняя пористость 32%; проницаемость 0,15 - 0,47 мкм; средняя остаточная нефтенасыщенность 0,28 доли единиц.

Коэффициент теплопроводности составляет 0,881 Вт/м·К, что является благоприятной предпосылкой успешного теплового воздействия. Нефть высокоплотная - 0,897 г/см3 в пластовых условиях и 0,916 г/см3 разгазированная; вязкая - 137 - 532 МПас; с незначительным газосодержанием - 4,6 м3/т; объемным коэффициентом - 1,02; давлением насыщения нефти газом - 1,14 МПа; низким содержанием смол (8 - 9,8%), асфальтенов (0,3 - 0,4%), парафина (0,4 - 0,7%), температурой застывания (от 36 до 52°С); температурой начала перегонки (250°С) и высоким содержанием серы (0,56 - 0,68%). Вязкость и плотность нефти увеличиваются к контуру залежи, тогда как при температуре выше 80°С вязкость нефти ниже 10 МПа, что является благоприятным фактором.

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Разработка и эксплуатация  нефтяных, газовых и газоконденсатных  месторождений. - М.: Недра.1988. под ред. Гиматудинова Ш.К.

2. Мищенко И.Т. Скважинная  добыча нефти. Учебное пособие  для вузов. -М.:ФГУП Изд-во «Нефть  и газ» РГУ нефти и газа  им. И.М.Губкина, 2003.- 816с.

3. Гиматудинов Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатаций нефтяных месторождений. М: Недра, 1983г.

4. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. Учебник для вузов. - М.: ОАО Издательство «Недра». 1986г.

5. Айткулов А.У. Основы подземной гидромеханики и разработки нефтяных месторождений. Под. Редакцией Т.К. Ахмеджанова, Алматы, 2003.

6. Баренблатт Г.И.. Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. - М.: Недра, 1984. 298 с

7. Андреев В.В., Уразаков К.Р. Справочник по добыче нефти. М: ООО «Недра Бизнесцентр», 2000 г.

8. Газизов А.Ш., Газизов А.А. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения

9.Технология и техника  методов повышения нефтеотдачи.- г.Томск, Томский политехнический университет, 2003г.

10.Г.Ф. Ильина, Л.К.Алтунина Методы и технологии повышения нефтеотдачи для коллекторов Западной Сибири. - г.Томск, Издательство ТПУ, 2006г.

11. http://www.petros.ru/rus/news/?action=show&id=276#3.1

12. http://www.eemkzn.ru/nefteotdacha/

13. http://www.neftepro.ru/publ/25-1-0-57

Размещено на Allbest.ru