огічних процеси ставляться до методів впливу на пласт, то останній має більше відношення до методів впливу на привибійну зону пласта. Найкращі теплоносії серед технічно можливих - вода і пар. Це пояснюється їх високою ентальпією (теплосодержанием на одиницю маси). Взагалі теплосодержание пари вище, ніж води, однак зі збільшенням тиску вони наближаються один до одного
Зі збільшенням тиску нагнітання переваги пара в порівнянні з водою зменшуються, якщо їх оцінювати лише з позицій кількості введеної в пласт теплоти. Це також вказує на те, що найбільша ефективність досягається при закачуванні пара в неглибокі свердловини, коли потрібні низькі тиску. Слід мати на увазі, що теплосодержание одиниці обсягу пари менше, ніж води, і особливо при низьких тисках. Однак прийомистість нагнітальних свердловин при закачуванні пара вище, ніж при закачуванні води, внаслідок меншої в'язкості пара.
При русі гарячої води по трубопроводах і пласту відбувається її охолодження. При русі пара такого зниження температури не відбувається завдяки прихованої теплоті паротворення і зміни його сухості.
. 2 Стан розробки родовища Катангли
Розробка родовища довгий час здійснювалася без опори на будь-яких проектний документ. До справжнього моменту з цього родовищу є, як мінімум, 4 проекту розробки. Слабкою ланкою в реалізації всіх схем є незадовільний пароснабжения системи нагнітання. Найбільш ефективним і більш застосовуваним методом була паротеплового обробка привибійної зони пластів.
паротеплового вплив на пласт: основний спосіб паротеплового впливу на нафтовий пласт являє собою закачку розрахункового обсягу теплоносія через нагнітальні свердловини, створення теплової облямівки і подальше просування її по пласту в сторону видобувних свердловин закачиваемой холодною водою.
Механізм вилучення нафти з пласта при нагнітанні в нього гарячого робочого агента грунтується на змінах властивостей нафти і води, що містяться в пласті, в результаті підвищення температури. З підвищенням температури в'язкість нафти, її щільність і межфазовие ставлення знижуються, а пружність парів підвищується, що сприятливо впливає на нефтеотдачу.
В якості робочого агента застосовуються переважно водяна пара і гаряча вода. Вони характеризуються високою питомою теплоємністю і хорошими нефтевитесняющімі здібностями.
Нафтовий пласт, в процесі закачування пара нагрівається в першу чергу за рахунок використання прихованої теплоти пароутворення. При цьому пар, поширюючись по першому простору, конденсується. Подальший прогрів пласта здійснюється вже за рахунок використання теплоти гарячого конденсату, в результаті чого останній охолоджується до початкової температури пласта.
При витісненні нафти паром має місце поліпшення випаровування вуглеводнів за рахунок зниження їх парціального тиску. Зниження парціального тиску пов'язано з наявністю в зоні випаровування парів води. Із залишкового нафти випаровуються легкі компоненти і переносяться до передньої кордоні парової зони, де вони знову конденсуються і розчиняються в нафтовому валу, утворюючи оторочку розчинника, яка забезпечує додаткове збільшення нафтовіддачі.
При паротеплового впливі (ПТВ) в пласті утворюються три характерні зони: зона витіснення нафти парою; зона гарячого конденсату, де реалізується механізм витіснення нафти водою в неізотермічних умовах, і зона, що не охоплена тепловим впливом, де відбувається витіснення нафти водою пластової температури. Процеси, що відбуваються в кожній з цих зон, відчувають взаємний вплив. Збільшення нафтовіддачі при тепловому впливі, у порівнянні з витяганням нафти шляхом закачування холодної води, пояснюється дією трьох основних чинників: поліпшенням рухливості нафти і води, поліпшенням прояви молекулярно-поверхневих сил в пласті і тепловим розширенням пластових систем. Фактична додаткова нефтеотдача за рахунок перегонки парою буде визначатися складом нафти.
Збільшення нафтовіддачі пласта при закачуванні пара досягається за рахунок зниження в'язкості нафти, що сприяє поліпшенню охоплення пласта впливом, за рахунок розширення нафти, перегонки її парою і естрагірованія розчинником, що підвищує коефіцієнт витіснення.
В'язкість нафти різко знижується зі збільшенням температури, особливо в інтервалі 20-80 ° С. Так як дебіт нафти обернено пропорційний її в'язкості, то продуктивність свердловин може бути збільшена в 10-30 разів і більше.
Найбільш висока швидкість зниження в'язкості відзначається при початковому збільшенні температури. При досягненні певної температури зниження в'язкості сповільнюється. Високов'язкі нафти зі значною щільністю володіють більшим темпом зниження в'язкості. З підвищенням температури в'язкі...
