Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 [ 87 ] 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100

Таковы установившиеся представления о механизме увеличения нефтеотдачи при нагнетании в пласт горячей воды. В действительности же этот механизм, по-видимому, значительно сложнее. Важнейшие детали процесса взаимодействия горячей воды с нефтенасы-щенным коллектором еш;е не изучены.

Большой недостаток исследований по изучению тепловых методов воздействия на пласт с целью увеличения нефтеотдачи заключается в использовании в качестве моделей пластов однородных пористых сред. О том, как проходит процесс вытеснения нефти при нагнетании в неоднородный коллектор горячей воды, пока можна высказывать лишь более или менее правдоподобные догадки. В зтом случае, вероятно, возможны более сложные зависимости нефтеотдачи от условий нагнетания теплоносителя, чем при обработке теплом однородных пород. При контакте горячей или теплой воды с нефтенасыщенной породой понижается вязкость нефти, улучшаются условия смачиваемости, возрастают интенсивность и роль процессов капиллярного перераспределения жидкостей.

Если уменьшение вязкости нефти способствует увеличению нефтеотдачи, то интенсификация капиллярных процессов пропитывания на фронте вытеснения может оказывать существенное отрицательное влияние на нефтеотдачу некоторых видов неоднородных пород (см. гл. VII, § 7), т. е. при введении тепла в неоднороднун> породу в ней могут возникать явления, оказывающие противоположное влияние на нефтеотдачу. Результат будет зависеть от того, какой из этих процессов повлияет на нефтеотдачу в большей степени. Проявление упомянутых особенностей неоднородных пород при тепловой обработке следует ожидать при низких температурах теплоносителя в пласте (до 80-85° С). При высокой температуре прогрева неоднородного пласта значительное понижение вязкости нефти, а также другие процессы, происходящие при контакте горячих теплоносителей с нефтью, по-видимому, так же как и при однородных породах, будут способствовать значительному увеличению нефтеотдачи неоднородных коллекторов при вытеснении из них нефти горячей водой.

Для уточнения технологии обработки пласта горячей водой необходимы дальнейшие исследования специфики этого процесса в условиях неоднородных пород.

Как мы уже видели, на нефтеотдачу пласта при нагнетании горячей воды влияет большое число факторов и учет влияния каждого из них затруднителен. Приближенными методами расчета нефтеотдачи учитываются только зависимость вязкости нефти и воды от температуры [50]. По расчетным данным при нагнетании горячей воды {t = 170° С) прирост нефтеотдачи достигает 16-17% при высокой начальной вязкости нефти (250-300 мПа-с) и продолжительности процесса не менее 8-10 лет. Для нефтей с вязкостью 151 и 32,6 мПа X X с соответствующие приросты нефтеотдачи составят 8-11 и 4-5%.

Если в пласт нагнетается водяной пар, схема распространения тепла в коллекторе и процесс вытеснения нефти более сложны, чем

при движении в нем горячей воды. Схематический график распределения температуры в пласте при нагнетании в него перегретого водяного пара приведен на рис. VIII.5. Нагрев пласта вначале происходит за счет теплоты перегрева. При этом температура (конец зоны 1) снижается до температуры насыщенного пара (т. е. до точкп кипения воды при пластовом давлении). На нагрев пласта (в зоне 2) расходуется скрытая теплота парообразования и далее пар конденсируется. В этой зоне температура пароводяной смеси и пласта будут равны температуре насыщенного пара, пока не будет использована вся скрытая теплота парообразования. В зоне 3 пласт будет нагреваться за счет теплоты горячей воды (конденсата) до тех пор, пока температура ее не упадет до начальной температуры пласта. Нефть будет вытесняться (зона 4) остывшим конденсатом (начальной пластовой температуры). Часть тепла, как и в случае нагнетания горячей воды, уходит через кровлю и подошву пласта, и, кроме того, на распределение температуры будет влиять изменение пластового давления по мере удаления теплоносителя от нагнетательной скважины. В соответствии с распределением температуры нефть подвергается воздействию холодной воды, горячего конденсата и насыщенного и перегретого пара. Следовательно, механизм проявления теплоносителя, наблюдавшийся при нагнетании в пласт горячей воды, сохранится и при вытеснении нефти перегретым паром. Увеличению нефтеотдачи будут также способствовать процессы испарения под действием пара нагретой нефти и фильтрации части углеводородов в парообразном состоянии. В холодной зоне эти пары конденсируются, обогащая нефть легкими компонентами и вытесняя ее как растворитель. Процесс вытеснения нефти из пласта перегретым паром эффективнее, чем горячей водой, так как пар содержит больше тепла, чем вода (при прочих равных условиях).

Рассмотрим далее процессы, происходящие в пласте при извлечении нефти с помощью внутрипластового движущегося очага горения (ВДОГ) и схему его осуществления.

Горная порода вместе с насыщающей ее нефтью может рассматриваться как своеобразное горючее с высокой степенью «зольности» (95-85%). Сущность ВДОГ заключается в том, что это горючее поджигается и его горение поддерживается нагнетанием в пористую среду окислительных агентов (воздуха, смеси кислорода с газом).

Нефть поджигается через скважину при помощи различных средств (электрических и огневых горелок, химическими методами).

Расстояние

Рис. VIII.5. Схема распределения температуры в пласте при нагнетании в него пара.

Зоны: 1 - перегретого пара; г - насыщенного пара; 3 - горячего конденсата; 4 - остывшего конденсата.

Предварительно разогретая порода далее нагревает движущийся через нее окислитель до температур выше воспламенения кокса и нефти. При нагнетании окислителя разогретая зона (очаг горения), температура которой поддерживается высокой за счет сгорания части нефтепродуктов, продвигается вглубь пласта. Горячив продукты сгорания и воздух, продвигаясь по пласту, эффективно вытесняют нефть. Процесс является «автотермическим», т. е. процесс продолжается непрерывно за счет образования продуктов для горения тина кокса. Механизм горения и передвижения его очага при этом следующий.

Расстояние

Рис. VIII.6. Схема процесса ВДОГ (По А. Б. Шейнману, Г. Е. Малофееву,

А. И. Сергееву).

Распределение: а - температуры; б - нефтенасыщенности; в - водонасыщенности; 1 - зона пластовой температуры; 1 - область с увеличенным содержанием нефти; 2 - зона предварительного повышения температуры; 2 - область конденсащ1и паров воды; S - зона испарения; 3 - область испарения воды; i - зона термохимических реакций; S - зона горения; 6 - зона регенерации тепла; 7 -содержание кокса.

В области горения можно выделить несколько зон, в которых проходят процессы превращения вещества, а углеводороды находятся в различном состоянии. На рис. VHI.6 показано схематическое строение области горения в один из моментов процесса. В ней выделяются зоны: пластовой температуры, предварительного нагрева, испарения нефти, термохимических реакций, горения, регенерации тепла.

В зоне предварительного нагрева (с температурой не менее 100° С) конденсируются вода (пластовая, связанная, реакционная) и продукты испарения нефти, поступившие сюда из последующих более горячих зон. Из сконденсировавшихся паров воды здесь может образоваться оторочка горячей воды, которая вместе с газообразными продуктами вытесняет нефть из пласта. В зоне испарения с температурой 150-200°С проходит процесс перегонки нефти в потоке горячих газов и паров воды. Поток способствует испарению при этой температуре более тяжелых фракций нефти, чем при обычном кипении. В следующей зоне протекают термохимические процессы (крекинг, окислительный пиролиз и газификация), в результате кото-