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 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139

возрастает сухость па (ю-за уменьшения давления) и снижается его температура по мере удаления от нагнетательной скважины. Вследствие зтого уменьшается приемистость пласта При постоянном давлении нагнетания. В таких случаях вводят пшятие 1федела проницаемости, ниже которого процесс может стать нерентабельным, по крайней мере, если не начнут действовать вторичные факторы. Исходя ю результатов исследований, можно сказать, что нижний 1федел абсолютной проницаемости месторождошй, при разработке которых используют термические методы, составляет примерно 300 мД.

3.4.3. Свойства коллектора, состав жидкостей и газов

В нефтеносном пласте породы, образующие коллектор, не являются инертными по отношению к жидким средам, заполняющим поры. Рас-сяютртм влияние 1фисутствия глинистых минералов и структуры водо-нефтяной змульсии на взаимодействие жидкой и твердой фаз пласта 1фи нагнетании теплоносителя.

Влияние присутствия глинистых минералов. Как правило, глины взаимодействуют с водой и другими вгацествами, имеющими поляризационные молекулы и входящими иногда в состав нефти. Контакт с нагнетаемыми жидкостями заданного химического состава - нагретой 1фесной или соленой водой, а также с конденсатом, образовавшимся 1фи закачке водяного пара, 1фиводит к нарушению установившегося процесса адсорбции нефти на глинистых минералах внутри пласта. Вследствие зтого некоторые глинистые минералы, например монтмориллониты, могут сильно набухать в присутствии пресной воды [329], что влечет за собой снижение характерной проницаемости среды [3.30] и может 1фивести даже к закупорке. Этого можно юбежать 1фи нагнетании соленой воды.

В ряде случаев 1фисутствие некоторых органических соединошй в составе глинистых минералов (соединений типа керогена) или некоторых компонентов сырой нефти, хорошо адсорбирующихся на глинах (тяжелых фракций), приводит к образованию защитного покрытия, мешающего адсорбированию воды и, следовательно, набуханию глин [329].

Необходимо добавить, что, адсорбировав влагу в начале термического воздействия на пласт, глинистые минералы удерживают ее в течение всего цикла, так как уровни температур процесса недостаточно велики для полной десорбции воды.

Влияние структуры водонефтяной змульсии. После нагнетания в пласт нагретой воды или водяного па внутри пласта образуется водо-нефтяная змульсия, включающая в основном тяжелые фракции нефти. Если вода или водяной пар содержит кислород, наиболее вероятной 1фичиной форм1фования подобных змульсии является образование поверхностно-активных молекул 1фи окислении тяжелых углеводородов, 1фичем окисление тем активнее, чем выше температура. Следует отме-

япь, что эмульсии образуются и в отсутствие воздуха [3.32]. При одинаковых температурных условиях термического воздействия на пласт эияульсии, полученные при нагнетании пара, раэрушшъ значительно сложнее, чем эмульсии, образовавшиеся при закачке воды. До сих пор не предложено ни одного удовлетворительного объяснения данного эффекта. Можно, однако, представить ряд вызывающих его причин, равно 1фиемлемых при наличии кислорода, например десорбщш некоторых поверхностно-активных компонентов, осевших на коллекторе, или нарушение термодинамического равновесия на поверхностях раздела жидкостей вследствие изменения температуры и появления водяного пара.

ЗЛ. ВЫТЕСНЕНИЕ ПРИ КВАЗИОДНОМЕРНОМ ДВИЖЕНИИ

Схематичное описание щюфилей температуры и насыщенности, данное в начальных раздедах главы, верно для одномерного процесса. При нагнетании нагретой воды или пара довольно часто возникают благо-щшятные условия существования неустойчивости для того или иного фронта нашщенности (теплая вода - холодная вода, водяной пар -водяной конденсат). Они могут возникнуть даже при лабораторных исследованиях ,рдномерных" процессов в цилиндрических образцах.

Прежде чем приступить к рассмотрению проблем, возникамнцих в реальных условиях нефтедобычи и повышения эффективности вытеснения, полезно уточнить условия устойчивости различных фронтов в завиовмости от скоростей их распространения и термодинамических условий (температуры, фазовых переходов) [3.33] - [335].

3£.. Скорости продвижения фронтов

При вытеснедии нефти нагретой водой или паром основная доля их тепловш знергии расходуется на повышение температуры породы. При таких условиях даже в идеальном случае одномерного, адиабатического процесса (без тепловых потерь через боковую поверхность) фронт распространения температуры отстает от фронта вытеснения нефти.

Исходя из балансов массы и знергии, можно, опираясь на ряд допущений, оценить относительное изменение мгновенных скоростей фронтов распространения температуры и продвижения холодной воды в зависимости от условий постановки зксперимента цо термическому воздействию. Если принять во внимание небольшие скорости продвижения всех рассматриваемых фронтов и градиентов, то в первом приближении можно допустить, что спустя некоторое время фронты сформируются Эстолько, что их формы стабилизируются. В данном приближении при Р«осмотрении всех необходимых балансов учитываются только члены, описывающие конвективное движение. При зтих условиях допускается, Wo температурный фронт и фронт холодной воды движется со скоростями, соответственно Uj и Ug (рис. 3.15).

OSjiaenn 1

Облает /

Рнс. 3.1S. Профндн вмыщення щж посту скоростями U-puUgBмсимситqtcMcHH tut + dt

нательном движении фронтов со

При стационарном режиме закачки двухфазной смеси воды и водяного пара со скоростями в начале зоны конденсации соответственно Vg и V„ определена сухость пара:

Р.(Т.) V.-f P.V.

(3.5)

где Гг - температура в зоне пара.

Сохранение массы воды. Пусть некоторый объем пористой среды с начальной насьпценностью Sgj заполнен водой. Стока воды из данного контрольного объема нет. Тогда количество пароводяной смеси, посту-пахнцо! в него за время dt, составит

[p.(T.)V. .

Количество воды, аккумулированной в контрольном объеме пароводяной смеси, равно сумме: количества пара

Op.[i-S.,(T.)-S..(T.)lU,cl<

где SfffiTi) и SgfTi) - соответственно нефте- и водонасьпценность в зоне, занятой паром;

количества воды в области 1 (см. рис. 3.15), где температура превышает исходную температуру и скорость смешения всех точек температурного фронта одинакова и равна Uj-.