Нагнетание в пласт теплоносителя

В качестве теплоносителя для нагнетания в пласт обычно используется горячая вода и водяной пар. Интенсификация добычи нефти и увеличение нефтеотдачи пластов при нагнетании теплоносителей достигается за счет снижения вязкости нефти, теплового расширения пластовой нефти и скелета пласта, а также интенсификации капиллярной пропитки. В результате увеличиваются подвижность нефти, фазовая проницаемость и охват пласта вытесняющим агентом, создавая условия для вытеснения нефти из малопроницаемых пластов. В случае нагнетания в пласт пара куказанным факторам добавляетсяеще так называемый эффект дистилляции, который заключается в испарении части пластовой нефти под воздействием пара и переносе её по пласту в парообразном виде.

При выборе объекта для нагнетания теплоносителя следует иметь в виду, что некоторые глинистые материалы обладают способностью набухать при воздействии на них горячей водой и паром и уменьшать эффективную проницаемость пласта.

Температурное воздействие в некоторых случаях может также интенсифицировать вынос песка и образование песчаных пробок в эксплуатационных скважинах.

Важное значение имеет характер строения продуктивного пласта. Если залежь представлена пропластками различной проницаемости, то нагнетаемый агент в первую очередь будет проникать по более проницаемым пропласткам. При нагнетании холодной воды это может привести к охлаждению малопроницаемых пропластков и полному исключению их из разработки. В случае же нагнетания теплоносителя малопроницаемые пропластки будут прогреваться посредством теплопроводности и включаться в разработку.

Глубина залегания продуктивного пласта оказывает влияние на величину потерь тепла с увеличением глубины скважины, что может отрицательно влиять на экономику процесса. Мощность продуктивного пласта влияет на потери пласта через кровлю и подошву: чем меньше мощность, тем больше удельная поверхность теплопотерь.

Нагнетание в пласт теплоносителя происходит обычно при пятиточечной схеме размещения скважин с центральным расположением нагнетательной скважины. В зависимости от конкретных условий можно применять семиточечную сетку, а также линейное и радиальное размещение рядов нагнетательных и эксплуатационных скважин. Расстояние межлу нагнетательными и эксплуатационными скважинами обычно составляет 100-200м.

Подачу пара в скважину рекомендуется начинать при небольших его расходах с постепенным увеличением до максимального значения. Быстрый ввод скважины для нагнетания пара вызывает неравномерное прогревание обсадной колонны и цементного камня, что может привести к нарушению герметичности крепления скважины. После прогрева обсадной колонны нагнетание теплоносителя следует проводить с максимальным расходом при заданном давлении, что сокращает потери тепла в стволе скважины и через кровлю- подошву пласта. Применяемые на практике расходы пара колеблются от 100 до 250 т/сут. и более на одну нагнетательную скважину.

Расчеты показывают, что при осуществлении мер по снижению потерь теплоты в скважине их можно довести до 2-3% от общего количества теплоты, вводимой в скважину при закачке горячей воды, и до 3-5% при закачке пара на каждые 100м длины скважины. Потери в стволе скважины существенно ограничивают глубины залегания пластов для теплового воздействия: для воды - 1000-1200м и для пара 700-1000м при максимально возможных темпах закачки теплоносителя.

Тепловая эффективность воздействия на пласт оценивается отношением накопленной в объеме пласта теплоты Q_Н к общему количеству введенной теплоты Q_В. Это отношение называют коэффициентом теплоиспользования. При уменьшении толщины пласта доля потерь в кровлю и подошву пласта возрастает - коэффициент теплоиспользования уменьшается. Оценки теплопотерь показывают, что по истечении определенного времени потери становятся равными количеству вводимой теплоты и коэффициент теплоиспользования становится равным нулю (рис 3.1).