Перед зоной испарения движется
зона 5 конденсации паров воды и нефти.
Температура зоны равна температуре кипения
смеси воды и нефти. Впереди этой зоны
движется зона 6 жидкого горячего конденсата
нефти и воды. Температура в зоне 6 снижается
от температуры конденсации до пластовой.
Впереди зоны конденсата нефти и воды
может образоваться «нефтяной вал» зона
7 (зона повышенной нефтенасыщенности)
при температуре равной пластовой. Последняя
зона 8 – зона нефти с начальной нефтенасыщенностью
и пластовой температурой, через которую
фильтруются оставшиеся газообразные
продукты горения.
Эффективная реализация процесса
внутрипластового горения зависит от
правильного подбора нефтяной залежи
и всестороннего обоснования признаков,
влияющих на успешное и экономичное применение
такого способа.
Для внутрипластового горения
наиболее благоприятны продуктивные пласты
толщиной 3–25 м. Остаточная нефтенасыщенность
должна составлять 50–60%, а первоначальная
обводненность не более 40%. Вязкость и
плотность нефти могут варьироваться
в широких пределах. Пористость пласта
существенно влияет на скорость продвижения
фронта горения и потребное давление для
окислителя. Проницаемость более 0,1 мкм2.
4.1.Влажное внутрипластовое
горение. Процесс влажного внутрипластового
горения заключается в том, что в пласт
вместе с воздухом закачивается в определенном
количестве вода, которая, соприкасаясь
с нагретой движущимся фронтом горения
породой, испаряется. Увлекаемый потоком
газа пар переносит теплоту в область
впереди фронта горения, где вследствие
этого развиваются обширные зоны прогрева,
выраженные в основном зонами насыщенного
пара и сконденсированной горячей воды.
Смысл применения влажного
внутрипластового горения заключается
в том, что добавление к нагнетаемому воздуху
агента с более высокой теплоемкостью
– воды, улучшает теплоперенос в пласте,
что способствует перемещению теплоты
из задней области в переднюю относительно
фронта горения. Использование основной
массы теплоты в области позади фронта
горения, т.е. приближение генерированной
в пласте теплоты к фронту вытеснения
нефти, существенно повышает эффективность
процесса теплопереноса и извлечения
нефти.
5.Паротепловые обработки
при забойных зон скважин и закачка в пласт
теплоносителя.
Являются наиболее широко применяемыми
методами добычи тяжелых нефтей и природных
битумов.
Процесс паротепловой обработки
(ПТОС) при забойной зоны скважины заключается
в периодической закачке пара через НКТ
в добывающие скважины для разогрева при
забойной зоны пласта и снижения в ней
вязкости нефти, т.е. для повышения продуктивности
скважин. Цикл (нагнетание пара, выдержка,
добыча) повторяется несколько раз на
протяжении стадии разработки месторождения.
Такой метод называется циклическим.
Основные достоинства – высокий
дебит после обработки, меньшие потери
тепла по стволу скважины в кровлю и подошву
пласта, температура обсадной колонны
при нагнетании пара ниже, чем при других
вариантах.
Недостатки – падение дебита
при последующих циклах, неполное извлечение
нефти из пласта, ограниченность зоны
прогрева пласта и др.
Существует циркуляционный
вариант, при котором пар нагнетают по
кольцевому пространству к забою, оборудованному
пакером, а через НКТ откачивают конденсат
вместе с нефтью. Для этого варианта необходим
мощный, однородный пласт, хорошо проницаемый
в вертикальном направлении.
Преимущество: эксплуатация
скважины не прекращается.
Недостатки: большие потери
тепла, высокая температура обсадной колонны
и необходимость её защиты от деформации,
ограниченность прогрева пласта, необходимость
создания специальных пакеров и скважинных
насосов для работы при высоких температурах.
Площадной вариант – пар подают
в нагнетательную скважину, а нефть,
вытесняемая из пласта оторочкой
горячего пароконденсата и пара, добывается
из соседних добывающих. Идет
процесс непрерывного фронтального вытеснения
нефти из пласта.
Заключение
Как уже известно, для добычи
нефти используются различные методы(способы)разработки
залежей тяжелых нефтей и природных битумов.
Делится на 1 –карьерный и шахтный способы
разработки; 2 – так называемые «холодные»
способы добычи; 3 – тепловые методы добычи
Подземные скважины бывают
разных видов: вертикального, наклонного,
а также горизонтального характера и могут
достигать значительной глубины. Нефтяная
добыча осуществляется непосредственно
под землей, специальные насосы впоследствии
транспортируют ее на поверхность земли.
Плюсы шахтного способа нефтедобычи
- возможность прямого доступа к нефтесодержащим
пластам, которая минимизирует потери
тепла теплоносителями в процессе их внесения
в нефтесодержащий пласт, создает условия
для наиболее полной переработки нефтесодержащего
пласта и использования нефтяных запасов,
кроме того, ценность данного способа
в независимости от метеорологических
условий. Минус шахтной добычи нефти состоит
в необходимости нахождения людей под
землей и повышенной опасности.
Список литературы
1. Давыдова А.Е., Крец В.Г. Методы оптимизации
разработки. Месторождений тяжелой нефти.
Национальный исследовательский Томский
Политехнический Университет.- с.3
2. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые
методы разработки нефтяных месторождений.
– М.: Недра, 1988. – с. 343.
3. Билалова Г.А., Билалова Г.М. Применение
новых технологий в добыче нефти. – Учебное
пособие. – Волгоград: Издательский Дом
«Ин-Фолио», 2009. – 272 с.
4. Бурже Ж.П., Сурио М., Комбарну
М. Термические методы повышения нефтеотдачи
пластов. – М.: Недра, 1988. – 424 с.
5. Кудинов В.И. Совершенствование
тепловых методов разработки месторождений
высоковязких нефтей. – М.: Нефть и газ.
– 1996. – 284 с.