7. Физические основы применения тепло­вых методов для увеличения нефтеот­дачи нефтяных пластов.

Одним из эффективных методов для разработки залежей высоковязкой нефти являются тепловые методы. Для реализации тепловых методов воздействия на пласт используют широко доступные агенты - воду и воздух (окислитель). Применение этих методов не требует больших объемов химических реагентов, необходимых для внедрения физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов. Важнейшее преимущество термических методов по сравнению с другими методами заключается в возможности достижения более высокой нефтеотдачи при различных геолого-физических условиях нефтяных месторождений.

Механизм повышения нефтеотдачи при тепловом воздействии на пласт основан на снижении вязкости нефти при нагревании, увеличении ее подвижности в пласте, изменении смачиваемости и поверхностного натяжения, теплового расширения породы и насыщающих ее жидкостей, испарении и конденсации легких фракций нефти.

Повышение температуры пласта влечет за собой снижение вязкости и повышение подвижности нефти, тепловое расширение скелета породы и жидкости, изменение межфазного взаимодействия на границе нефть - вода, степени десорбции веществ, осажденных на стенках пор.

В пласте теплопередача осуществляется двумя способами: конвективным (потоком горячей воды или пара) и диффузионным (за счёт теплопроводности пористой среды). В результате этого в пласте формируется температурный фронт, который перемещается в направлении движения 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 кот-му движ-ся теплоносителя, но и окр-щих пород.

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 прочил равных условиях. Это объясняется тем, что при малой толщине пласта доля потерь теплоты в кровлю и подошву пласта больше и охлаждение теплоносителя происходит быстрее. Однако такое отставание теплового фронта зависит еще и от теплофизических и коллекторских свойств пласта и теплоноси­теля, а также от эффективности вытеснения нефти водой.

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, а 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.

При закачке горячей воды в пласте можно выделить три основные зоны (рис.7.2). Размеры прогретой зоны зависят от объема прокачанной нагретой воды. Снижение отношения вязкостей и остаточной нефтенасыщенности, замедляют скорость распространения фронта воды, тем самым увеличивается добыча нефти за безводный период.

Рис. 7.2. Схема распределения характерных зон, водонасыщенности и температуры при вытеснении нефти горячей водой: 1 – зона вытеснения нефти горячей водой; 2 – зона вытеснения водой при пластовой температуре; 3 – незаводненная зона.

При закачке пара в нефтяной пласт используют насыщенный влажный пар. Степень сухости пара находится в пределах 0,3-0,8. Чем выше степень сухости пара, тем больше у него теплосодержание по сравнению с горячей водой. К примеру, при давлении 10 МПа и температуре 309⁰С, у влажного пара со степенью сухости 0,6 теплосодержание почти в 1,6 раза больше, чем у горячей воды.

Пар нагнетают в пласт через паро-нагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности, извлечение нефти производится через добывающие скважины.

В пласте можно выделить четыре основные зоны (рис. 7.3), которые различаются по температуре, распределению насыщенности жидкости и механизму вытеснения нефти из пласта.

Рис. 7.3. Схема вытеснения нефти паром

Объекты применения – залежи высоковязких нефтей и битумов. При увеличении температуры, вязкость снижается только при темп-рах до 6080 С, затем зависимость вязкости от температуры выполажи­вается.

При закачке пара проявляется так называемая дистилляция (разгонка нефти на фракции, в результате чего более лёгкие из них проникают в холодную зону способствуя уменьшению вязкости вытесняемой нефти).

Процессы теплового воздействия связаны с потерей теплоты. Основные виды потерь можно классифицировать так:

1. потери в трубопроводах;

2. потери в стволе скважины;

3. потери через кровлю и подошву пласта.