Free Student HQ / FSHQ / "Штаб-Квартира свободного Студента"

Парогаз при паротепловой обработке скважин

Пар выполняет две функции в вытеснении нефти: передает тепло и вытесняет нефть. Оптимизация обеих функций редко совместима. В большинстве операций по вытеснению нефти паром в пласт нагнетают избыток тепла для того, чтобы вытеснить нагретую нефть. Эксперименты на моделях продемонстрировали возможность замены некоторой части пара инертным газом, чтобы поддержать процесс вытеснения нефти без уменьшения количества добываемой нефти, которая может быть нагрета и приведена в состояние подвижности. Однако для замены 15 м³ пара потребуется закачать примерно 15 тыс. м³ инертного газа. Если вместе с паром закачивать газы, растворимые в нефти, то можно достичь дополнительного снижения вязкости нефти.

Лабораторные исследования показали, что оптимальные условия эффективного применения пара и потенциально эффективного использования растворимых газов диаметрально противоположны. Растворимость газов в нефти увеличивается с повышением давления и снижением температуры. Пар в основном эффективно используется при низком давлении и высокой температуре.

Закачка неконденсируемого газа вместе с паром позволяет в определенной степени предотвратить сжимание зоны пара в период паропроиитки коллектора. При таком способе в момент пуска скважины в эксплуатацию по окончании пропитки в пласте существует так называемый псевдогазонапорный режим, который совместно с гравитационным режимом пласта обеспечивает более эффективную добычу пластовой жидкости. Растворяясь в нефти, углекислый газ также способствует снижению ее вязкости.

По данным лабораторных исследований линейных моделей установлено:

— нагнетание дымовых газов или CO2 совместно с паром оказывает положительное влияние на коэффициент вытеснения нефти. Повышается темп отбора жидкости из пласта, понижается паронефтяной и водонефтяной факторы. Наличие неконденсирующихся газов (N2) способствует развитию газонапорного режима, который является одним из основных факторов повышения эффективности парогазового процесса;

— закачка вместе с паром растворяемого в углеводородах газа (CO1, CO2) позволяет увеличить отбор нефти и повысить эксплуатационную характеристику в результате расширения нефти, уменьшения вязкоси ее и проявления режима растворенного газа.

В настоящее время считается, что СО2 является самой эффективной добавкой к пару. При прочих равных условиях добавка к пару азота и топочного газа более эффективна, чем закачка одного пара; добавка же СО2 еще более улучшает эффективность процесса.

Использование парогазогенераторных установок позволяет не только улучшить технологические показатели, но и существенно повлиять на эффективность процесса в целом, особенно при использовании его в забойном варианте, а именно:

— ликвидирует тепловые потери по стволу скважины, которые имеют место при транспортировке теплоносителя с поверхности на забой скважины;

— увеличивает тепловой КПД парогазогенератора до 95—98%, тогда как у наземных парогенераторов он составляет 80—90%;

— не требует термостойкого устьевого оборудования и теплоизолированных труб;

— позволяет использовать их в сложных геолого-физических условиях в районах с частичной или вечной мерзлотой;

— способствует охране окружающей среды, так как продукты сгорания поступают непосредственно в пласт.

Процесс вытеснения нефти парогазовой смесью рассматривается как низкотемпературная, неравновесная фильтрация многофазной многокомпонентной системы, сопровождающаяся фазовыми переходами. При построении модели вытеснения нефти парогазом должны учитываться следующие процессы:

— взаимная растворимость воды и нефти;

— термическое расширение жидкости и газа;

— зависимость фильтрационных параметров фаз от температуры и количества растворенного газа,

— конвективная диффузия компонентов растворенного газа;

— конвективная диффузия компонентов в фазах;

— теплопроводность.

Построение математической модели осуществляется на основе общих положений механики гетерогенных сред.

К недостаткам парогаза можно отнести повышенное содержание в нем сажи и солей, которые могут кальмотировать поровый объем пласта и отрицательно влиять на механизм воздействия и извлечение нефти. Однако для некоторых геологических условий (трещиноватый пласт, наличие высокопроницаемых пропластков и др.) парогаз оказывает положительное влияние по увеличению коэффициента охвата и нефтеотдачи путем выравнивания фронта вытеснения.

Промысловые испытания парогазового воздействия на высоковязкую нефть подтвердили результагы теоретических и лабораторных исследований как у нас в стране, так и за рубежом.

На Южно-Зыбзинской площади месторождения Зыбза-Глубокий Яр (Краснодарский край) впервые была осуществлена парогазоциклическая обработка скв. 27 (при устьевом варианте расположения парогазогенератора). За три месяца эксплуатации скважины после первого цикла било добыто 305 т нефти, тогда как за три предшествующих года — лишь 102 т. При этом следует отметить, что нефть в понтических отложениях данной залежи тяжелая — 970 кг/м³, высоковязкая — 4000 мПа *с при пластовой температуре 19°C, высокосмолистая — 16,6% (селикагелевых смол), и характеризуется высокой адгезией.

Отличительной особенностью опытных работ но обработке сквfжин парогазом на месторождении Колд-Лейк (Канада) являлось нагнетание небольших объемов пара за один цикл. Цикл нагнетания пара длился примерно две недели. При этом в пласт закачивали около 1,2 тыс. т. пара. Цикл добыxb продолжался три месяца. В процессе проведения опытных работ менялась концентрация СО2 и скорость нагнетания пара. Было установлено, что наиболее приемлемая концентрация СО2 равна 15%, а темпы нагнетания пара — 80 — 95 т/сут. на одну скважину.

 

 

Сайт создан в 2012 г. © Все права на материалы сайта принадлежат его автору!
Копирование любых материалов сайта возможно только с разрешения автора и при указании ссылки на первоисточник.
Яндекс.Метрика