- •1. Классификация совр. Систем разр
- •2. Порядок проектирования разработки н.М.
- •4.Принципы выделение объектов разработки в многопл.Н.Мест.
- •5. Классификация систем разработки по порядку ввода скважин:
- •6. Основные гидродинамические модели
- •19. Основные гидродинамические модели
- •8. Прогноз конечной нефтеотдачи
- •10. Прогнозирование показателей разработки
- •Особенности разработки нефтяных месторождений при
- •12.Особенности разработки нефтяных месторождений при газонапорном и режиме растворенного газа.
- •13. Принципы проектирования разработки месторождений с
- •14. Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пласта
- •16. Теплофизические методы повышения нефтеотдачи
- •17. Термохимические методы повышения нефтеотдачи пластов. Внутрипластовое горение.
- •18. Особенности разработки месторождений при жестководонапорном режиме
- •20. Подземный и капитальный ремонт скважин. Виды работ
- •21. Принципы моделирования разработки нефтяных месторождений. Физическое и математическое моделирование.
- •22.Стадии разработки местор.
16. Теплофизические методы повышения нефтеотдачи
Теплофизические методы повышения нефтеотдачи: вытеснение нефти паром и горячей водой.
Методы вытеснения нефти паром и горячей водой повышают коэффициент вытеснения нефти.
Коэффициент вытеснения нефти – отношение объема нефти вытесненной водой или другим агентом из образца породы или модели пласта до полного обводнения получаемой продукции к начальному объему нефти содержащейся в образце породы или модели пласта.
Параметр |
Нагнетание горячей водой |
Закачка пара |
↑ коэффициента но |
|
15÷35% |
Вязкость |
>5 |
>50 |
Толщина пласта, м |
>3 |
>6 |
Глубина скважины |
<1500 |
<1200 |
Пластовое |
не ограничено |
|
Нефтенасы |
>50 |
Сущность тепловых методов заключается в том, что при ↑ температуры в залежи, ↓ вязкость нефти, ↑ ее подвижность и испаряются легкие фракции.
Объектами применения тепловых методов являются залежи высоковязкой смолистой нефти, вплоть до битумов. Залежи нефтей обладающие неньютоновскими свойствами, а также залежи, пластовая температура которых равна или близка температуре насыщения нефти парафином.
Лучшими теплоносителями и вытеснителями являются горячая вода и водяной пар при высоком давлении.
При подогреве воды до температуры кипения ей сообщается теплота жидкости, при кипении из воды выносятся пузырьки пара вместе с мельчайшими капельками влаги, смесь которых называют насыщенным паром с различной степенью сухости.
Степень сухости – это отношение массы сухой паровой фазы к массе смеси.
Если сухость пара ХПАРА=1 – сухой насыщенный пар (это мгновенное состояние).
0<ХПАРА<1 – влажный насыщенный пар.
Перегретым паром называют пар, который имеет температуру больше температуры кипения (tПАРА>tКИПЕНИЯ).
Критическое состояние воды – это состояние, при котором исчезает различие между жидкостью и паром, наступает при:
критическом давлении – РКРИТИЧ.=22,115 МПа;
критической температуре – tКРИТИЧ.=374,12 ºС.
Если снизить t: из воды выделяется вся растворенная в ней нефть.
Коэффициент охвата для горячей воды - выше, чем для пара.
Пар как маловязкий рабочий агент, обычно движется у кровли пласта, т.е. охват паром по толщине не превышает 0,4 (доли) или 40%.
Закачка в пласт теплоносителя может осуществляться с нагревом его на поверхности или на забое скважины.
Температура в стволе нагнетательной скважины для однофазного горячего теплоносителя обычно понижается с глубиной.
Технологические схемы нагнетания пара:
Применяются 3 варианта паротеплового воздействия на пласт:
циклический;
циркуляционный;
площадной.
1.циклический вариант – пар нагнетается в пласт насосно-компрессорным трубам НКТ (например: в течение 3÷6 недель), затем выдерживается (в течение 3÷6 суток), после скважина пускается в эксплуатацию, т.е. цикл можно повторять несколько раз.
Преимущества:
- высокий дебит нефти после обработки;
- меньшие потери тепла по сравнению с другими вариантами;
- меньше нагревание обсадной колонны по сравнению с другими вариантами.
Недостатки:
- периодичность (непостоянство) эксплуатации скважины;
- падение дебита при последующих циклах нагнетание-отбор;
- неполное извлечение нефти из пласта;
- трудности контроля за температурой на забое;
- ограниченность зоны прогрева;
- необходимость большого времени на операции по сборке, подъему и спуску труб;
- необходимость специальных насосов, которые работают при высокой температуре.
2.циркуляционный вариант – пар нагнетается по кольцевому пространству забою скважин оборудованных специальным (термостойким) пакером, т.е. идет в не насосно-компрессорные трубы НКТ, а в эксплуатационной колонне.
Преимущества:
- постоянная эксплуатация скважин.
Недостатки:
- большие потери тепла;
- высокая температура обсадной колонны, ее нагрев;
- необходимость термостойких пакеров;
- необходимость насосов, которые работают при высокой температуре.
3.площадной вариант – пар подается в нагнетательную скважину, а нефть добывается из эксплуатационной скважины.
Преимущества:
- высокая нефтеотдача пласта в результате прогрева большой зоны.
Недостатки:
- затраты значительного количества тепловой энергии, в результате чего вариант в некоторых случаях экономически не оправдывается.