С повышением температуры уменьшается  поверхностное натяжение нефти  на границе с пластовой водой: при Т – 20^оС поверхностное натяжение 6,05 эрг/кв.см., при 60^оС – 2,34 эрг/кв.см.

      Установлено, что лучшие показатели достигаются при закачке пара КНО – 86,3%, горячей воды – 78,31%, горячего воздуха – 46,24%.

5.13. Закачка горячей  воды

 

      Способ  сравнительно легко осуществим. При  закачке в пласте формируются  две зоны: зона с подающей температурой и зона с первоначальной пластовой температурой. Именно в первой зоне и происходит эффективный процесс вытеснения: снижается вязкость, увеличивается объем нефти и ее подвижность, ослабляются молекулярно-поверхностные силы. Это приводить к увеличению КНО.

      Технологические расчеты, связанные с закачкой горячей воды, ведут в следующей последовательности.

      Радиус  теплового влияния через известное  время t определяют по уравнению:

      

      где а – средний коэффициент температуропроводности горных пород, окружающих нагнетательную скважину, кв.м/ч; t – время, ч (а=3,077 10^-3 кв.м/м).

5.14. Закачка пара

 

      При закачке пара в пласт формируются  три зоны: первая зона, насыщенная паром, температура которой зависит  от давления в этой зоне; вторая –  зона горячего конденсата (воды), в которой та снижается от температуры насыщенного пара до начальной пластовой; третья – зона, не охваченная тепловым воздействием, в которой температуры равна пластовой.

      Закачка пара ведет к увеличению КНО по сравнению с горячей водой  вследствие более низких капиллярных сил, из-за более высокой температуры пара, более высокой его смачиваемости и подвижности.

      Механизм  вытеснения нефти аналогичен вытеснению при закачке горячей воды.

      В качестве примера рассмотрим паротепловое воздействие (ПТВ) на пласт на месторождении Оха (Сахалин), которое характеризуется следующими данными: текущий КНО до ПТВ – 20%, пласты – сцементированный песок, нефтенасыщенная толщина 22…36 м, глубина залегания 100…950 м, пористость 27%, проницаемость – 1500 мД, плотность 0,92…0,95 г/куб.см, вязкость – 2000 Мпа-с.

      В 1968 г. начали ПТВ с расходом пара 2 тыс.т, в течение 8 лет КНО возрос до 52%, добыча нефти увеличилась со 147,4 тыс. т до 250 тыс.т, а объем закачки  пара со 156 тыс. т до 750 тыс.т в год.

      ПТВ в настоящее время ведется  на месторождениях Катангли (Сахалин), Ярегском (Коми), Хорасаны (Азербайджан) и других.

      Эффективность метода доказана. В настоящее время  разрабатываются новые разновидности  метода – циклическая закачка  пара, закачка высокотемпературной  воды (Т = 320…340^оС при давлении 16…22 Мпа) и другие.

      На  территории СНГ к настоящему времени  несколько сот залежей высоковязких нефтей, 50% из них законсервировано. КНО на таких месторождениях не превышает 15%.

5.15.Создание  движущегося очага  внутрипластового  горения

 

      Закачка теплоносителей сопряжена с большими потерями тепла в наземных коммуникациях. Так, в поверхностных паропроводных теряется 0,35…3,5 млн.кДж/сут на каждые 100 м трубопровода, а в скважине – 1,7 млн.кДж/сут на каждые 100 м длины НКТ.

      Поэтому более эффективным представляется источник тепла, расположенный непосредственно в пласте. Таким источником является очаг внутрипластового горения.

      Метод заключается в следующем.

      На  забое нагнетательной скважины с  помощью горелок различной конструкции создается высокая температура, вызывающая загорание нефти в пласте.

      Для поддержания горения в пласт  через эту же скважину подают окислитель-воздух или кислородосодержащую смесь  в объемах, обеспечивающих горение. Горение нефти вызывает повышение температуры до 400^оС и улучшает процесс вытеснения нефти.

      Факт  горения представлен несколькими  зонами, т.е. при внутрипластовом  горении (ВГ) действуют одновременно все известные методы воздействия на пласт: горячая вода, пар, растворитель, газы из легких углеводородов.

      Физический  процесс горения представляется таким образом. После поджога в пласте происходит процесс термической перегонки нефти, продукты которой – коксоподобные остатки нефти – являются топливом, поддерживающим очаг горения. Зона горения перемещается от нагнетательной скважины вглубь в радиальном направлении. Образующийся тепловой фронт с температурой 450…500^оС вызывает следующие процессы в пласте. 1. Переход в газовую фазу легких компонентов нефти. 2. Расщепление (крекинг) некоторых углеводородов. 3. Горение коксоподобного остатка. 4. Плавление парафина и асфальтенов в порах породы. 5. Переход в паровую фазу платсовой воды, находящейся перед фронтом. 6. Уменьшение вязкости нефти перед фронтом и смешивание выделяющихся легких фракций нефти и газов с основной массой. 7. Конденсация продуктов перегонки нефти и образование подвижной зоны повышенной нефтенасыщенности перед фронтом горения. 8. Образование сухой выгоревшей массы пористой породы за фронтом горения.

      В пласте образуются несколько зон: I – выгоревшая зона со следами несгоревшей нефти или кокса; II – зона горения, в которой максимальная температура достигает 300…500^оС; III – зона испарения, в которой происходит разгонка нефти на фракции и крекинг нефти, пластовая и связанные воды  превращаются в пар; IV – зона конденсации, в которой происходит конденсация углеводородов и паров, нефть и вода проталкиваются к добывающим скважинам газами, образовавшимися в результате горения СО₂, СО, N; V – зона увеличенной насыщенности; VI – зона увеличенной нефтенасыщенности, в которую перемещается нефть из предыдущих зон, температура в этой зоне близка к первоначальной; VII – невозмущенная зона, в которой пластовая температура остается первоначальной.

      Экспериментальные работ позволили установить следующие  количественные данные: 1) на горение  расходуется до 15% запасов пластовой нефти; 2) горение ведется при температуре около 375^оС, на что требуется 20…40 кг кокса на 1 куб.м. породы; 3) для сжигания 1 кг кокса требуется 11,3 куб.м. воздуха при коэффициенте его использования 0,7…0,9.

      Например, на залежи Павлона Гора за 66 суток было закачено 600 тыс.куб.м. воздуха.

      Материальный  баланс процесса ВГ представляется так:

      I_н = I_нд + I_нг + I_уг

      где I_н – количество нефти до процесса;  I_нд - количество добытой нефти в регультате ВГ; I_нг – количество сгоревшей нефти;  I_уг – количество нефти, превратившейся в углеводородный газ.

5.16. Закачка углекислоты

 

      Углекислый  газ СО₂, закачиваемый в пласт в жидком виде, смешиваясь в нефтью, уменьшает ее вязкость, увеличивает подвижность, снижает поверхностное натяжение на границе «нефть-порода» Жидкая углекислота экстрагирует из нефти легкие фракции, создавая активно-действующий на породу вал из смеси СО₂, и углеводородов и способствующий лучшему отмыванию нефти из пласта. Установлено и химическое взаимодействие СО с породой, ведущее к увеличению ее проницаемости.

      По  данным БашНИПИнефть нефтеотдача заметно  увеличивается после применения СО концентрацией 4…5% (по массе).

      Свойства  СО₂,: бесцветный газ, относительная плотность 1,529 кг/куб.м., критическая температура 31,1 СО₂; критическое давление 7,29 Мпа; плотность 468 кг/куб/м; при Т=20^оС Р = 5,85 Мпа превращается в бесцветную жидкость с плотностью 770 кг/куб.м. Хорошо растворяется в воде и нефти, снижая ее вязкость на 10…500%.

      В настоящее время реализовано  несколько технологических схем закачки углекислоты в пласт. Вот несколько из них: закачка карбонизированной воды, закачка углекислого газа, создание оторочки из СО с последующим вытеснением водой, углеводородами или их смесью.

      По  данным исследований нефтеотдача при  применении углекислоты значительно возрастает при увеличении оторочки до 10% порового объема пласта.

      Источниками СО₂ являются обработанные газы тепловых установок (11…13%) побочная продукция химических производств (до 99%), месторождения нефтяных газов (до 20%).

      Закачка СО₂ впервые была осуществлена на Александровской площади Туймазинского месторождения в 1967 г. На 1.01.1975 г. в пласт было закачено 252,5 тыс.куб.м. карбонизированной воды с концентрацией СО₂ – 1,7%. Израсходовано 4,1 тыс.т. углекислоты. Установлено увеличение охвата пласта заводнением по мощности на 30%, приемистость нагнетательных увеличивается на 10…40%.

      Возврат углекислоты в виде добытой жидкости составил 238,8 т (5,7% от закачанной в пласт).

      Крупномасштабные  работы по закачке СО₂ ведутся на ряде месторождений США. Так, на месторождении Форд-Джерелдин с 1981 г. ведется закачка СО₂ в объеме 570 тыс.куб.м./сут через 98 нефтяных скважин по пятиточечной сетке.

      Нефть добывают из 154 скважин. Характеристика месторождения: глубина пласта 815 м, пористость 23%, толщина 7 м, проницаемость 64-10 кв.мкм, вязкость нефти 1,4 Мпа-с, плотность 815 кг/куб.м., пластовая температура 28^оС. Давление закачки 13,6 Мпа, стоимость СО₂ 46..53 долл. За 1000 куб.м. Эффективность применения СО₂ оценивается дополнительно добытой нефтью, величина которой различна для разных районов и составляет до 12% от начальных геологических запасов.

5.17. Оборудование для  осуществления технологий

 

      Закачка газа в пласт осуществляется компрессорами  высокого давления. В частности, промышленность выпускает для этих целей автономные компрессорные станции КС-550, а также газомоторкомпрессоры 10-ГКМ1\55-125 с подачей 24000 куб.м./час и давлением на выкиде 12,5 Мпа. Могут быть выбраны и другие типоразмеры, исходя из условий.

      Одной из принципиальных особенностей закачки в пласт теплоносителей является необходимость доставки на забой скважины и продвижения в пласте теплоносителя с высокой температурой, способной воздействовать не только на нефть, но и на породу с целью отделения от нее компонентов, отличающихся высокими адгезионными свойствами. Поэтому оборудование, применяемое для этой цели, должно удовлетворять ряду требований, главные из них: а) возможность генерировать расчетные объемы теплоносителей (пара) в течение длительного времени; б) доставка теплоносителя на забой с возможно меньшими потерями.

      Система пароподготовки включает в себя следующие  узлы: узел водоподготовки; узел парообразования; узел подготовки пара перед закачкой в скважину.

      Воздействие на пласт движущимся очагом горения  (ДОГ) предполагает создание на забое нагнетательной скважины очага горения и последующее его перемещение к эксплуатационной скважине.

      Отечественная промышленность выпускает для этих целей оборудование типа ОВГ-1м, ОВГ-2, ОВГ-3, ОВГ-4, разработанное в ТатНИИнефтемаш.

     Технологическая схема процесса следующая.Компрессоры  низкого давления подают воздух к  компрессорам высокого давления, которые  закачивают его в пласт.

      Инициирование (зажигание) горения производится электрическими нагревателями, спускаемыми в скважину на кабель тросе. В комплект установки входит блок измерения и регулирования, рассчитанный на подключение 8 скважин.

      Закачка окиси углерода требует специальной  технологии и оборудования. Учитывая специфику СО₂ (ее агрегатное состояние зависит от давления и температуры), перекачку можно проводить в газообразном (критическая температура более 31^оС и давление 7,29 МПа) или жидком состоянии (температура минус 15…40^оС, давление 2,5 МПа). Особенность закачки окиси углерода состоит также в том, что растворяясь в воде, она образует углекислоту, отличающуюся высокой коррозионной активностью к оборудованию. Эти факторы следует принимать во внимание, проектируя разработку месторождения. Выбор средств перекачки зависит от физического состояния СО₂; для газообразного – компрессоры, для жидкого – насосы.

5.18.Применение  мицеллярных растворов

 

      Мицеллярные растворы – смесь диспергированных одна в другой жидкостей, например, углеводорода в воде, нефти в воде и т.д. Повышение нефтеотдачи при  применении мицеллярных растворов (МЦР) достигается за счет уменьшения поверхностного натяжения на границе фаз, регулирование вязкости вытесняемой и вытесняющей сред, восстановление проницаемости коллектора и его охват воздействием.

      Мицеллярыне растворы – термодинамически устойчивые системы с размером частиц 10^-6…10^-4 мм. Стабилизация растворов поверхностно-активными веществами придает им устойчивость, они образуют агрегаты (мицеллы), способные удерживать воду.

      МЦР могут быть и гидрофильными и  гидрофобными, они не коагулируют  и не коалесцируют.