|
|
путем закачки парогазовой смеси с использованием парогазогенераторов. Более предпочтительно производить закачку с помощью скважинной парогазовой установки (СПГГУ), когда ее устанавливают на забое скважины. Применение СПГГУ позволяет избежать тепловых потерь по стволу скважин, при этом по сравнению с закачкой наземными установками к конструкции скважины предъявляются менее жесткие требования.
Парогаз представляет собой смесь водяного пара и газообразных продуктов горения топлива в парогенераторной установке. Он состоит из водяного пара, углекислого газа СО 2 и неконденсирующегося азота N2. В газовой фазе может содержаться также кислород до 4-5 %, не вступивший в камере сгорания в реакцию горения с топливом. В качестве топлива используются дизтопливо, керосин, дистиллят, природный газ. Состав парогаза зависит от конструкции, используемого топлива, производительности и температуры парогаза.
При закачке парогаза в пласт водяной пар снижает вязкость нефти, азот способствует, в основном, поддержанию пластового давления в пласте. Углекислый газ СО2, растворяясь, в нефти, приводит к увеличению объема и снижению вязкости нефти, и уменьшению поверхностного натяжения на границе нефть-вода.
Технология состоит из трех этапов: закачки теплоносителя, термокапиллярной пропитки, этапа отбора нефти.
В конце первого этапа в пласте формируется три зоны: первая (ближняя, прогретая) - содержит жидкую фазу теплоносителя и газ, вторая- газообразную фазу теплоносителя и нефть при пластовой температуры и третьяя - содержит пластовые жидкости при начальной температуры.
В процессе закачки вода и газ под действием гидродинамического перепада давления проникает в трещины и высокопроницаемые каналы, поэтому в них повышается давление. В менее проницаемых зонах давление остается без изменения. На этапе капиллярной пропитки происходит перераспределение флюидов в пласте. Под действием градиента давления и капиллярных сил происходит переток воды и газа из высокопроницаемых в низкопроницаемые блоки, выравнивание давления.
Увеличение дебита и повышение продуктивности скважины на этапе отбора продукции происходит за счет снижения вязкости нефти и использования упругой энергии неконденсирующегося газа - азота.
Расчеты проведены численным методом с использованием радиально-цилиндрической модели трефазной жидкости. Шаг по радиусу в расчетах был принят неравномерным- более мелкий в призабойной зоне скважины. Временной шаг выбирается исходя из условия устойчивости расчета.
16
|
