Классификация термических способов

   Классификация термических способов.В связи с развитием термических способов (ТС) воздействия на нефтяные пласты и скважины возникла необходимость создания систематизированной их классификации.Выделяются три труппы ТС в зависимости от места воздействия:

1)на призабойную зону пласта;

2)на пласт в целом;

3)в стволе скважины (см. схему).

Группы ТС различаются  целью теплового воздействия, величиной  зоны термообработки и характером применяемой  -аппаратуры. Например, при воздействии на пласт в целом предполагается повышение коэффициента нефтеотдачи и дебита скважин, а при тепловой обработке призабойной зоны (ПЗ) - преимущественно увеличение дебита. Повышение коэффициента нефтеотдачи достигается при этом лишь косвенным образом.

Воздействие на призабойную зону осуществляется:

а) устьевыми нагревательными устройствами;

б) глубинными нагревательными устройствами;

в) тепловой обработкой в комбинировании с другими средствами интенсификации.

Для передачи тепла на забой  используются различные агенты теплоносители (вода, нефть, пар, газ) и энергетические источники. Призабойная зона прогревается периодически или непрерывно.

Воздействие на пласт в целом в зависимости от рода источника теплоты возможно двух видов.

К первому относятся ТС с использованием энергии и топлива  из наземных источников (газообразного  и жидкого топлива, электричества, атомной энергии). Эти ТС связаны  с закачкой в пласт нагретых агентов - теплоносителей (газ, вода, пар).

Ко второй подгруппе относятся  ТС с использованием подземных источников энергии и топлива (частичного сжигания нефти и угля в пласте, термальных вод, естественного тепла глубинных  зон земной коры). При этом затраты  топлива или тепловой энергии  исключаются из расходной части  теплового баланса.

Внутрипластовый движущийся очаг горении (ВДОГ) является одним из наиболее важных и перспективных ТС воздействия на пласт. На горение затрачивается только небольшая часть пластовой нефти (4 -10%). Удачное сочетание действия теплового и динамического факторов в механизме вытеснения нефти в пласте обеспечивает наиболее высокий коэффициент нефтеотдачи. Этот способ может иметь различные варианты в зависимости от направления движения очага горения (прямоточная и противоточная схемы) и состава окислителя (воздух, обогащенная кислородом смесь, газовоздушная смесь и т. и.).

Осуществление термического воздействия на пласт за счет подземного горения (газификации) угля (ПГУ) относится  к частным случаям ТС.

Необходимое для этого  сочетание в одном месторождении  пластов угля и нефти в природных  условиях иногда встречается.

Генерированные в угольном пласте горячие продукты перепускаются (без выхода» в поверхность) в  нефтяной пласт, залегающий выше или  ниже угольного, для извлечения нефти  под действием динамического  и термического факторов.Тепло Земли может служить средством для нагрева больших количеств воды, которая направляется в глубинные зоны и затем прямо используется для заводнения нефтяных пластов. За счет глубинного тепла могут быть нагреты также и газообразные агенты - теплоносители.

Нагрев агентов за счет глубинного естественного тепла  и перепуск их в вышележащие (а  иногда нижележащие) нефтесодержащие  пласты может стать одним из ТС воздействия на пласт.

В связи с переходом  к эксплуатации глубоких и сверхглубоких  скважин реалистичность постановки данного вопроса возрастает.

Неудачные (т. е. сухие) или  истощенные нефтяные глубокие скважины могут быть использованы для нагрева  теплоносителей с последующей передачей  в верхние нефтяные горизонты. Этот процесс может иметь, в частности, значение при разработке и доразработке газоконденсатных месторождений.

Использование атомной энергии  для интенсификации добычи нефти  ц новое направление в технике. Могут быть намечены несколько направлений в этой области - использование тепла дтомных электростанций, энергии подземного атомного взрыва, тепла радиационного распада захороненных отходов атомной промышленности [21].

Классификационная схема  предусматривает группу ТС для обработки ствола скважин при борьбе с парафином и гидратными пробками во время освоения скважин. Повысить приемистость нагнетательных скважин можно в результате тепловой обработки. Эта схема может быть расширена по мере усовершенствования тепловой техники и энергетики.

Нагревательные устройства предназначены для нагрева закачиваемых в пласт агентов, непосредственного  нагрева самого пласта и призабойной зоны, а также зажигания пласта при внутрипластовом горении. Группировка этих устройств приведена в схеме.

Глубинные . нагревательные устройства (ГНУ) получили особое распространение. Предусматриваются огневые, химические и электрические ГНУ. Различие в их характеристиках определяется источником энергии, целевым назначением (обогрев, зажигание), необходимой тепловой мощностью, глубиной применения, обогреваемой средой и т. д.

Основные  методы теплового воздействия на пласт

Различают следующие основные виды тепловых методов:

1)Зйсачка и иш горячих теплоносителей (вода и пар).

2)Создание инутриплистового подвижного очага горения.

3)Циклическая тепловая обработка призабойной зоны пласта.

Если мерные два технологических процесса относятся к методам воздействия на пласт , то последний имеет большее отношение к методам воздействия на приз двойную зону пласта. Наилучшие теплоносители среди технически возможных— вода и пар. Это объясняется их высокой энтальпией (теплосодержанием на единицу массы). Вообще теплосодержание пара выше, чем воды, однако с увеличением Делении они приближаются друг к другу (рис.1). С увеличением давления. нагнетания преимущества т пара по сравнению с водой  уменьшаються если их оценивать только с позиций количества вводимой в пласт теплоты- Это также указывает на то, что наибольшая эффективность  достигается при закачке пара в неглубокие скважины, когда требуются низкие давления. Следует иметь в виду, что теплосодержание единицы объема пара меньше, чем волы, и особенно при низких давлениях. Однако приемистость нагнетательных скважин при закачке пара выше, чем при закачке воды вследствии меньшей вязкости пара.

Теплопередача в пласте осуществляется конвективным (потоком горячей воды или пара) и диффузионным (за счет теплопроводности пористой среды) способами. В результате в пласте формируется  температурный фронт, перемещающийся в направлении фильтрации теплоносителя. Однако теплоперенос, т. е. движение теплового  фронта, и массоперенос, т. е. движение самого теплоносителя в пласте, происходят с разными скоростями вследствие утечки теплоты на нагрев не только самого пласта, по которому происходит фильтрация теплоносителя, но и окружающих пород.

При закачке горячей воды в пласте формируется две зоны: зона с падающей температурой и зона, не охваченная тепловым воздействием, с первоначальной пластовой температурой.

При закачке пара формируется  три зоны: первая зона с примерно одинаковой температурой, насыщенная паром, температура которой зависит  от давления в этой зоне. Вторая зона - зона горячего конденсата (воды), в  которой температура снижается  от температуры насыщенного пара до начальной пластовой. Третья зона - зона, не охваченная тепловым воздействием, с пластовой температурой.Вследствие расхода теплоты, содержащейся в теплоносителе, на прогрев пласта и окружающих пород тепловой фронт отстает от фронта вытеснения (теплоносителя), причем чем меньше толщина пласта, тем отставание больше при прочих равных условиях. Это объясняется тем, что при малой толщине пласта доля потерь теплоты в кровлю и подошву пласта больше и охлаждение теплоносителя происходит быстрее.

При закачке пара также  происходит отставание температурного фронта от фронта вытеснения. Однако за счет скрытой теплоты парообразования  при конденсации пара прогретая  зона пласта увеличивается в 3 — 5 раз (в зависимости от сухости нагнетаемого пара и давления) по сравнению с  закачкой горячей воды. В этом заключается  одно из преимуществ использования  пара по сравнению с горячей водой  в качестве теплоносителя.

При закачке горячей воды в зоне, не охваченной тепловым воздействием, происходит вытеснение нефти водой  в изотермических условиях, и в  нагретой зоне, в которой температура  изменяется от пластовой до температуры  воды на забое скважины,— в неизотермических. При этом понижается вязкость нефти, улучшается соотношение подвижностей нефти и воды, происходит тепловое увеличение объема нефти и ослабление молекулярно-поверхностных сил. Все  это приводит к увеличению нефтеотдачи.

1.3. Тепловая обработка  призабойной зоны скважины

Тепловая обработка призабойной зоны скважины (ПЗС) целесообразна при добьгче тяжелых вязких нефтей или нефтей с высоким содержанием парафина и асфальтосмолистых компонентов (более 5 - 6%). Поскольку тепловая обработка ПЗС, как правило, осуществляется периодически, то скважины должны быть сравнительно неглубокими (до 1300 м), чтобы после извлечения из скважины нагревательного оборудования можно было начать откачку жидкости при достаточно высокой температуре на забое. Отложение парафина и асфальтосмолистых веществ происходит и ПЗС на расстояниях до 2,5 м от стенок скважины, т. е. в зоне наиболее резкого изменения давления, Это приводит к сильному увеличению фильтрационных сопротивлений и снижению дебитов скважин.

Призабойнуго зону скважины прогревают двумя способами:

-закачкой в пласт на  некоторую глубину теплоносителя  насыщенного или перегретого  пара, растворителя, горячей воды  или нефти;

- спуском на забой скважины  нагревательного устройства

- электропечи или специальной  погружной газовой горелки.

Второй способ проще и  дешевле. Кроме того, электропрогрев ПЗС не сопровождается внесением в пласт теплоносителя - воды или пара, конденсата, которые могут взаимодействовать с глинистыми компонентами пласта. Однако электропрогревом, вследствие малой теплопроводности горных пород, не удается прогреть более или менее значительную зону, и радиус изотермы с избыточной температурой 40 °С, как показывают расчеты и исследования, едва достигает 1 м.При закачке теплоносителя радиус зоны прогрева легко доводится до 10- 20 м, но для этого требуются стационарные котельные установки - парогенераторы. При периодическом электропрогреве ПЗС в скважину на специальном кабеле - тросе спускают на нужную глубину электронагреватель мощностью несколько десятков кВт. Повышение мощности приводит к повышению температуры в зоне расположения нагревателя до 180 - 200 °С, вызывающее образование из нефти кокса.

Тепловая обработка ПЗС  с циклической закачкой пара (см. также приложение 12), как правило, показывает большую эффективность, чем электропрогрев, но только при малых глубинах. При закачке пара количество тепловой энергии, введенной в пласт, зависит от глубины забоя, так как от устья до забоя происходят тепловые потери. По данным промысловых работ, закачка пара с расходом 1 т/ч при глубине 800 м вообще оказывается неэффективной, так как на забой поступает практически холодный конденсат. Чем выше скорость закачки, тем меньше тепловые потери в НКТ, Теоретические и опытные оценки показывают, что лишь при темпах закачки 4- 5 т/ч удается уменьшить тепловые потери в НКТ до 20 % от общего количества теплоты, подводимой к устью скважины при ее глубине около 800 м.Для паротепловой обработки ПЗС используются передвижные парогенераторные установки, отечественные ППГУ-4/120М, ДКВР-10/39 и зарубежные «Такума», КЖ и др. Передвижные парогенераторные установки имеют большой вес, состоят из нескольких блоков, нуждаются в прокладке к месту установки водяных и газовых

линий и поэтому практически  превращаются в стационарные котельные.