Теплофизические характеристики

Механизм процессов теплового воздействия на пласт

Основные понятия (теплота, температура, количество тепла).

Теплота передается от тела с большей температурой (т.е. с большим уровнем тепловой энергии) телу с меньшей температурой. Часть тепловой энергии, передаваемой от одного тела другому, называется количеством теплоты (или количеством тепла).

Количество тепла (теплоты) принято измерять в системе СИ в джоулях (Дж). Один джоуль – работа, совершаемая силой в один Ньютон при перемещении точки приложения силы на один метр: 1Дж=1Н*1м.

Соотношение между старой единицей измерения количества тепла «калорией» и единицей количества тепла в системе СИ равно:

1кал = 4,1868 Дж.

Основные теплофизические параметры тел это – теплопроводность, теплоемкость и температуропроводность.

Теплопроводность характеризуется коэффициентом теплопроводности, равным количеству тепла, передаваемого через единицу площади в единицу времени при градиенте температуры в 1 ⁰С на 1 м.

Этот параметр обозначается греческой буквой λ и в системе СИ измеряется в Дж/с*м* ⁰С = Вт/м*⁰С.

Теплоемкость тел характеризуется удельной теплоемкостью, равной количеству тепла, необходимого для повышения температуры единицы массы тела на 1 град; обозначается строчной буквой «с» и в системе СИ измеряется в Дж/кг* ⁰С. В старых единицах удельную теплоемкость выражали в ккал/кг*⁰С;

1 ккал/кг * ⁰С = 4,1868 кДж/кг * ⁰С.

Различают теплоемкость тел при постоянном объеме с_v и при постоянном давлении с_р. При нагревании тела при постоянном объеме подводимое тепло расходуется только на увеличение внутренней энергии тела, а при нагревании при постоянном давлении часть подводимого тепла расходуется, кроме того, на совершение работы по увеличению объема тела (т.е. на тепловое расширение).

Температуропроводность является комплексным параметром, характеризующим сравнительную скорость нагревания тел при подводе тепла (и соответственно сравнительную скорость охлаждения тел при отводе тепла). Коэффициент температуропроводности определяется как отношение коэффициента теплопроводности к удельной теплоемкости и плотности и обозначается, как правило, русской строчной буквой «а»:

а = λ/ сρ.

Единицей измерения в системе СИ служит м²/с.

Теплофизические свойства горных пород зависят от температуры и давления. Для температур и давлений, встречающихся в нефтепромысловой практике, коэффициент теплопроводности горных пород (песчаников, карбонатов, глин, аргиллитов) находится в среднем в пределах 7 – 10 кДж/м*час*⁰С, а их объемная теплоемкость – в пределах 2000 – 3000 кДж/м³*⁰С.

Тепловое расширение. Тепловое расширение нефтенасыщающих пород приводит к уменьшению их порового объема, а тепловое расширение пластовых жидкостей – к увеличению их объема. Оба эти фактора способствуют «выжиманию» из пласта некоторого количества нефти.

Коэффициент теплоотдачи выражает количество тепла, передаваемого от поверхности нагретого тела соприкасающейся с ним жидкости или газа (или наоборот) в расчете на единицу площади в единицу времени при разности температуры между жидкостью (или газом) и поверхностью твердого тела (на поверхности их соприкосновения) в один градус. Измеряется в Дж/м²*секР*⁰С.

Тепловой поток. Тепловым потоком называется количество тепла, подводимого (или отводимого) к телу в единицу времени. Различают тепловые потоки конвективные и теплопроводные. Конвективный тепловой поток очень редко бывает «чистым», т.к. конвекция, как правило, всегда сопровождается теплопроводностью. В системе СИ тепловой поток измеряется в Дж/с.

Удельным тепловым потоком (или плотностью теплового потока) называется тепловой поток, проходящий на единицу площади. В СИ измеряется в Дж/м²*с.

В технологиях нагнетания теплоносителей приходится иметь дело с вынужденным конвективным тепловыми потоками, обусловленными фильтрацией нагнетаемых рабочих агентов.

Характеристика основных видов теплоносителей – рабочих агентов, применяемых для воздействия на пласт.

Горячая вода. Обладая сравнительно высокой удельной теплоемкостью (свыше 4 кДж/кг⁰С) горячая вода позволяет оказывать на пласт интенсивное тепловое воздействие. Кроме того, горячая вода характеризуется высокими нефтевытесняющими свойствами.

Водяной пар. Наиболее широко применяемый при термическом воздействии на пласт рабочим агентом является водяной пар. Благодаря «скрытой теплоте парообразования» пар имеет более высокое теплосодержание, чем горячая вода при одинаковых температурах.

Кроме того пар обладает более высокими нефтевытесняющими свойствами, чем горячая вода и поэтому считается технологически более эффективным теплоносителем, хотя в некоторых конкретных случаях горячая вода может оказаться более предпочтительной для практического применения.

На практике при осуществлении термических технологий применяют насыщенный водяной пар (т.е. смесь водяного пара и воды), приготовление которого требует менее тщательную химическую подготовку, чем сухого пара.

Насыщенный водяной пар, как теплоноситель, обладает очень важным положительным свойством – его температура при данном давлении остается неизменной, пока не сконденсируется вся паровая фаза. Только после этого начинается снижение температуры сконденсированного пара, как горячей воды.

Качество насыщенного пара характеризуется степенью его сухости (х), т.е. отношением (по массе) паровой фазы к общей массе влажного пара. Промысловые парогенераторы, как правило, вырабатывают пар со степенью сухости х = 0,8. Такой пар содержит 80% паровой фазы и 20 % жидкой фазы (т.е. горячей воды).

При конденсации пара его объем резко уменьшается, что ухудшает его нефтевытесняющие свойства. Для устранения этого недостатка к пару добавляют неконденсирующие газы для получения более эффективного рабочего агента – парогаза.

Комбинирование водяного пара с неконденсирующимися газами (углекислым газом СО₂, азотом N₂ или дымовыми газами) повышает эффективность вытеснения нефти из пласта. Углекислый газ хорошо растворяется в нефти, снижает ее вязкость, вызывает некоторое ее набухание (т.е. увеличивает объем нефти)

Механизм теплопередачи.

Теплопередача в твердых, жидких и газообразных телах происходит посредством теплопроводности, конвекции и излучения. Теплопроводность осуществляется на молекулярном уровне без перемещения самого тела. Конвекция связана с движением самого тела (или его частей) и обусловлена, как правило, движением жидкостей и газов. Излучение происходит путем передачи лучистой энергии в окружающую среду.

Различают конвекцию вынужденную (искусственную) и естественную (температурную). Вынужденная конвекция происходит при напорном движении и напорной фильтрации жидкостей и газов (по трубам, в пласте и т.д.). Естественная конвекция происходит при движении жидкостей и газов вследствие разности температур (и плотностей) в различных точках тела (жидкости, газов).

Излучение имеет место при передаче тепла в воздушной (газовой) среде тепловыми лучами от нагретых тел. В жидкой среде (например, в воде) роль передачи тепла излучением незначительна.

При движении пара по стволу нагнетательных скважин в результате теплообмена между теплоносителем и окружающими скважину породами происходят потери тепла, которые зависят от глубины пласта, конструкции и оборудования скважин, темпа закачки теплоносителя и т.д.и могут достигать 10 – 15%.

При движении теплоносителя по нефтяному пласту основную роль в прогреве пласта играет конвективный перенос тепла, скорость которого, в основном, пропорциональна темпу закачки теплоносителя. Основная часть вводимого в пласт тепла теряется через кровлю и подошву за счет теплопроводности. Значительная часть тепла теряется также при движении горячей жидкости по стволу добывающих скважин.

Технология пароциклических обработок скважин. Технические средства для закачки пара в пласт

Механизм процесса. Циклическое нагнетание пара в пласты или пароциклические обработки добывающих скважин осуществляют периодическим прямым нагнетанием пара в нефтяной пласт через добывающие скважины, некоторой выдержкой их в закрытом состоянии и последующей эксплуатацией тех же скважин для отбора нефти с пониженной вязкостью и сконденсированного пара. Цель этой технологии – прогрев пласта и нефти в призабойной зоне добывающих скважин, снижение вязкости нефти, повышение давления, облегчение условий фильтрации нефти к скважинам.

При нагнетании пара в пласт он, естественно, внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне пласта происходит активное перераспределение насыщенности за счет капиллярных сил: горячий конденсат вытесняет, замещает маловязкую нефть из мелких пор и слабопроницаемых линз (слоев) в крупные поры и высокопроницаемые слои, т.е. меняется с ней местами.

Именно такое перераспределение насыщенности пласта нефтью и конденсатом и является физической основой процесса извлечения нефти при помощи пароциклического воздействия на пласты.

Технология пароциклического воздействия. При пароциклических обработках в добывающую скважину в течении 2 – 3 недель закачивают пар в объеме 30 – 100 т на 1 м толщины пласта.

Объем закачиваемого пара должен быть тем больше, чем больше вязкость пластовой нефти и чем меньше пластовой энергии имеется для ее движения.

После закачки пара скважину закрывают и выдерживают в течении одной – двух недель – периода, необходимого для завершения процесса тепло- и массообмена, капиллярного противотока, перераспределения нефти и воды в пористой среде. Чем меньше пластовой энергии в пласте, тем меньше должен быть период выдержки, чтобы использовать давление пара для добычи.

Затем скважину эксплуатируют до предельного рентабельного дебита нефти в течении 8 – 12 недель. Полный цикл занимает 3 – 5 мес. И более.

Обычно всего бывает пять – восемь циклов за 3 – 4 года, иногда до 12 – 15 циклов, после которых эффект от пароциклического воздействия иссякает и уже не оправдывает расходов на пар. Так как этим способом невозможно доставить теплоту на большую глубину, сетка размещения скважин должна быть достаточно плотной (не более 1 – 2 га/скв).

Эффективность от пароциклического воздействия на пласты выражается:

· в очистке, прогреве призабойной зоны пласта, повышении ее проницаемости, снижении вязкости нефти;

· в повышении дебита скважин и их продуктивности;

· в увеличении охвата дренированием призабойных зон пласта и, за счет этого, конечной нефтеотдачи.

Применяемое оборудование включает парогенераторную или водогрейную установку, поверхностные коммуникации (трубопроводы, компенсаторы температурных деформаций), устьевое и внутрискважинное оборудование. Воду можно подогревать с помощью серийно выпускаемых нагревательных устройств, паровых и теплофикационных котлов и стационарных котельных. Для получения и нагнетания пара в пласт имеются блочные передвижные парогенераторные установки отечественные (типа УПГ – 60/160), обеспечивающие теплопроизводительность 22,2 – 144 ГДж/ч, паропроизводительность 9 – 60 т/ч, рабочее давление на выходе 6 – 16 МПа, степень сухости пара 0,8 при общей массе 38 – 98 т.

Условиями снижения потерь теплоты и температурными расширениями элементов скважины определяется подбор устьевого и внутрискважинного оборудования, которое включает арматуру устья (задвижки, устьевой сальник и т.д.), колонну НКТ, термостойкий пакер с внутрискважинным компенсатором или устьевым сальником, колонную сальниковую головку.

Технология паротеплового воздействия на пласт (ПТВ). Комбинированные технологии ПТВ. Метод тепловых оторочек.

Механизм процесса. В этом процессе пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкостью нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. Пар обладающий большой теплоемкостью – более 5000 кДж/кг – в 3 – 3,5 раза выше горячей воды при 230 ⁰С, вносит в пласт значительное количество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение всех насыщающих пласт агентов – нефти, воды, газа. В пласте образуются три следующие зоны, различающиеся по температуре, насыщению и характеру вытеснения.

Рисунок - Распределение температуры Т и насыщенности S по длине однородного образца L при вытеснении нефти паром.

1. Зона пара вокруг нагнетательной скважины с температурой, изменяющейся от температуры пара до температуры начала конденсации (400 – 200 ⁰С), в которой происходит экстракция из нефти легких фракций (дистилляция нефти) и перенос (вытеснение) их паром по пласту, т.е. совместная фильтрация пара и легких фракций нефти.

2. Зона горячего конденсата, в которой температура изменяется от температуры начала конденсации (200 ⁰С) до пластовой, а горячий конденсат (вода) в неизотермических условиях вытесняет легкие фракции и нефть.

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

Зоны пара и горячего конденсата по мере продолжения процесса расширяются, а третья зона сокращается. После прорыва пара или конденсата в добывающие скважины, дальнейшее продолжение процесса нагнетания пара практически нецелесообразно.

Основную долю эффекта вытеснения нефти (40 – 50%) обеспечивает снижение вязкости нефти, затем – дистилляция нефти и изменение подвижностей (по 18 – 20 %) и в меньшей мере – расширение нефти и смачиваемость пласта.

Технология. Продвижение по пласту зон пара и горячего конденсата сопровождается потерями, уходом теплоты из нефтяного пласта в окружающие породы, которые пропорциональны температуре этих зон на границе с окружающими породами, температуре на поверхности контакта с ними, продолжительности контакта и др. Для оптимальной технологии и систем вытеснения нефти паром характерно то, что способствует сокращению потерь теплоты и достижению более полного и равномерного прогрева всего объема залежей.

С этой целью для этого метода выбирают нефтяные пласты с достаточно большой толщиной (15 м и более), вскрывают их в нагнетательных скважинах в средней части, системы размещения скважин применяют площадные с плотностью сетки от 1 – 2 до 4 – 8 га/скв, обеспечивает максимально высокий темп нагнетания пара с чередующейся закачкой пара и воды, после достаточного прогрева пластов переходят на их заводнение и др.

Технологическая эффективность. Технологический эффект зависит от равномерности прогрева пласта и степени использования теплоты для прогрева пласта и жидкостей. Применение пара на месторождениях с глубиной залегания высокопроницаемых пластов не более 500 – 800 м и вязкостью нефти выше 200 – 1000 мПа*с потенциально может обеспечить конечную нефтеотдачу пластов до 50 – 55 %.

При сжигании 1 т нефти в парогенераторах можно получить до 13 – 15 т пара. При благоприятных условиях вытеснения нефти паром расходуется всего 2,5 – 3,5 т пара на 1 т дополнительной добычи нефти. Такую удельную эффективность процесса вытеснения нефти паром можно считать вполне удовлетворительной, так как за счет 1 т нефти, сожженной в парогенераторе, можно получить 4 – 5 т нефти из пласта (для производства 1 т пара в среднем расходуется 60 – 70 кг нефти или 60 – 70 м³ газа).

Метод тепловых оторочек. По этому методу вместо непрерывной закачки теплоносителя после проникновения его в пласт через определенное время можно нагнетать воду при пластовой температуре. При этом в пласте создается перемещающаяся в направлении процесса вытеснения нефти нагретая область, получившая название тепловой оторочки. Использование тепловых оторочек позволяет получить несколько меньшую нефтеотдачу по сравнению с этим показателем при непрерывной закачке теплоносителей в пласт. Но в таком случае на подготовку горячей воды или пара значительно меньше тратится энергии.

Дата добавления: 2015-07-13