Застосування внутрішньопластового горіння

Застосування пари

Під час нагнітання в пласт водяної пари схема розповсюдження тепла в ньому і процес витіснення нафти більш складні, ніж під час використання нагрітої води. Температура в пласті при цьому поділяється на кілька зон. У першій з них вона змінюється від температури нагнітання до температури насиченої пари (точки кипіння води в пластових умовах), у другій - зоні сконденсованої пари - відбувається витіснення нафти гарячою (нагрітою) водою, у третій - зоні води з пластовою температурою - відбувається витіснення нафти при цій температурі, у четвертій - зоні, що не охоплена тепловою дією,- нафта витісняється конденсатом, що виділився у першій зоні, і, по мірі переносу його сюди, прохолов.

Додатковий видобуток нафти пояснюється дією трьох основних факторів: зниженням в'язкості нафти, покращенням прояву молекулярно-поверхневих сил і тепловим розширенням скелету пористого середовища та флюїдів, що його насичують. Витіснення нафти парою, виходячи з механізму прогрівання та зниження в’язкості нафти, рекомендовано застосовувати на родовищах з в’язкістю нафти понад 50-100 мПа·с, де за звичайного заводнення нафтовилучення не перевищує 15-17 %.

Основним недоліком теплофізичних методів є те, що на значних глибинах залягання нафтових покладів велика частка тепла (3-5 % на кожні 100 м) витрачається у нагнітальній свердловині, не досягаючи продуктивних горизонтів. У зв’язку з вказаними причинами, застосування їх на родовищах з глибиною залягання понад 1000 м недоцільне, тобто малоефективне. Оцінка ефективності використання тепла показує, що ці методи непридатні для високообводнених пластів з залишковою водонасиченістю менше 50 %.

Генерація тепла безпосередньо в пласті є відмінною особливістю методу підвищення нафтовилучення під час внутрішньопластового горіння. Операція починається з нагнітання в пласт окислювача (звичайно це повітря) за одночасного нагріву присвердловинної зони пласта одним з відомих методів (електронагрівача, газового пальника і т.п.) або і без нього. Для підтримання горіння в пласті у нього постійно нагнітається повітря. Залежно від того, в яку сторону рухається фронт горіння в пласті (від нагнітальної чи видобувної свердловини), процес називають прямотічним або протитічним.

Якщо процес здійснюється з нагнітанням в пласт тільки повітря, то він називається сухим, а якщо з нагнітанням води - вологим горінням. Останній вважається більш ефективним. Тут ефективність процесу зростає за рахунок перекидання тепла з допомогою води в зону попереду фронту горіння. При цьому відбувається процес внутрішньопластової паро-генерації.Це одна з відмінних особливостей цього процесу, що в значній мірі визначає механізм витіснення нафти з пласта.

Найбільш високою температурою характеризується фронт (зона) горіння, по обидві сторони від якого утворилися зони з різною температурою і різними механізмами витіснення нафти, які включають більшість відомих на сьогодні процесів підвищення нафтовилучення. Якраз цим і пояснюються одержані при внутрішньопластовому горінні в лабораторних і промислових умовах високі показники вилучення нафти. Лабораторні дослідження і промислові випробування свідчать про те, що метод вологого горіння може бути здійснений на об'єктах із значним діапазоном зміни геолого-фізичних умов, в тому числі і на родовищах нафти середньої і малої в'язкості як до, так і після їх заводнення.

При підвищених значеннях водоповітряного фактора в пласті реалізується процес надвологого горіння. Для його здійснення потрібні незначні концентрації палива в пласті (одиниці кілограмів на 1 м³ пласта). Тому і виникають перспективи його застосування для підвищення нафто-вилучення пластів з малов’язкою нафтою, навіть заводнених.

Залежно від конкретних геолого-фізичних умов залягання покладу і фізико-хімічних властивостей нафти нафтовилучення може збільшуватись в дуже широких границях (до 70 - 85 %).

Термофізичні методи мають більш широкий діапазон застосування, ніж теплофізичні (в’язкість нафти від 10-50 до 500-1000 мПа·с і глибина залягання до 1500-2000 м). Збільшення нафтовилучення пластів при впровадженні цих методів становить 20-25%, порівняно з досягнутим звичайним заводненням на родовищах з в’язкістю нафти до 50 мПа·с, і на 35-40 % - на родовищах з більш високою в’язкістю, якщо ці методи застосовувати від самого початку розробки.

Термофізичні методи дуже ефективні, але для їхнього впровадження необхідна вихідна нафтонасиченість пластів не менше 50 % з метою забезпечення мінімальної концентрації палива, яке використовується для внутрішньопластового горіння. Крім вказаних обмежень, застосування всіх теплових методів супроводжується технічними ускладненнями експлуатації свердловин (винесення піску, корозія обладнання, порушення колон та ін.), які необхідно усунути перед широким впровадженням методів.

Дата добавления: 2013-12-14