Сервисная научно-производственная компания
RU EN
Тел./факс (86166) 66-706

УСЛУГИ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ ТЕПЛОВЫМИ МЕТОДАМИ

ООО «РМНТК-Термические системы» разработаны и запущены в серийное производство малогабаритные парогенераторы.

Парогенераторы прямоточной конструкции с выделенными низкотемпературной экономайзерной, конвективной и радиационной секциями.

Топка МПГ среднего давления, до 0,25 МПа позволяет более полно передавать тепло от сжигания газа.


КПД парогенератора достигнут 98%, что экономит не менее 10% количества газа в сравнении с другими паровыми котлами.

За счет применения для нагнетания воздуха турбокомпрессоров помимо повышенного давления в топке экономится электроэнергия за счет отказа от воздуходувок и дымососов, для МПГ 15 тн пара в час - это 80 КВТ/час.

Типоряд характеристик серийного единичного парогненератора на выходе: Расход пара от 1 до 28 тн/час, давление от 1,0 до 16,0 МПа, степень сухости до 97% . На сегодняшний день изготовлено и запущено:

  • 1 МПГ – 1тн/ч, 6 бар;
  • 2 МПГ – 4 тн/ч, 25 бар;
  • 10 МПГ – 15 тн/час, 40 бар;
  • 36 МПГ – 28 тн/ч, 40 бар;
  • 2 МПГ – 12 тн/ч, 160 бар.

ПЛОЩАДНОЕ ПАРОТЕПЛОВОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПЛАСТ

  1. Мобильный парогенератор (МПГ);
  2. Модуль химводочистки (МХВО);
  3. Модуль дозирования химреагентов (МДХ);
  4. Модуль вспомогательный (МВ);
  5. Резервуар горизонтальный стальной. Резервуар технической воды (РТВ — 1);
  6. Резервуар горизонтальный стальной. Резервуар технической воды (РТВ — 2);
  7. Резервуар горизонтальный стальной. Резервуар химочищенной воды (РХВ — 1);
  8. Подогреватель путевой ПП-0, 63 (для отопления модулей и емкостей лагеря);
  9. Резервуар горизонтальный стальной. Резервуар технической воды (РТВ — 3);
  10. Газовый сепаратор;
  11. Пусковой сепаратор;
  12. Арматура термостойкая АТ-65-16-360;
  13. Передвижная лаборатория геофизических исследований;
  14. Автоцистерна.

Технология паротеплового воздействия на пласт имеет много модификаций. Базовых технологий две: непрерывное нагнетание пара (применяется при очень густой сетке скважин и неглубоком залегании пластов, шахтная разработка) и нагнетание пара с последующим нагнетанием холодной воды («паровая оторочка»).

Реакция добывающих скважин, удаленных от нагнетательных на расстояние 200-300 м, начинается, примерно, через год после закачки пара. Для повышения дебита добывающих скважин с самого начала разработки месторождения проводятся циклические паротепловые обработки призабойных зон скважин.

При площадном паротепловом воздействии на пласт водяной пар (температурой до 350°С и сухостью до 0,8) нагнетают с поверхности в пласты через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности.

В пласте образуются следующие три зоны, различающиеся по температуре, степени и характеру насыщения:

  • зона пара вокруг нагнетательной скважины с практически постоянной температурой, в которой происходят экстракция из нефти легких фракций (дистилляция нефти) и перенос (вытеснение) их паром по пласту, то есть совместная фильтрация пара и легких фракций нефти. В этой зоне достигается максимальный коэффициент вытеснения нефти;
  • зона горячего конденсата, в которой температура изменяется от температуры начала конденсации до пластовой, а горячий конденсат (вода) в неизотермических условиях вытесняет легкие фракции и нефть;
  • зона с начальной пластовой температурой, не охваченная тепловым воздействием, в которой происходит вытеснение нефти водой.

Распределение температуры по пласту при нагнетании пара

При нагнетании в пласт теплоносителя наблюдается увеличение нефтеотдачи пласта по сравнению с нагнетанием холодной воды благодаря действию, в основном, следующих трех факторов:

  • улучшения отношения подвижности нефти и воды;
  • улучшения проявления молекулярно-поверхностных сил в пласте;
  • тепловым расширением пластовых систем.

Дополнительным фактором, действующим в зоне пара, является дистиляция нефти. Относительно легкие фракции, оставшиеся после прохождения зон холодной и горячей воды, дистиллируются, часть из них уходит в более холодную зону и конденсируется.
За счет дистилляции можно извлечь до 20% от запасов нефти.

Кроме того, дополнительным фактором повышения нефтеотдачи при применении теплоносителей, является растворимость воды в нефти, повышаемая с ростом температуры и давления.

Новейшие исследования показали, что при температуре выше 300°С, в карбонатных коллекторах образуется газ вследствие химических реакций разложения нефти на активных центрах катализатора, содержащегося в породе.

Установлено, что процесс резко активизируется в присутствии водяного пара. Это явление так же способствует повышению нефтеизвлечения.

Таким образом, можно представить повышение степени извлечения нефти из недр, как некоторую сумму рассмотренных выше факторов, зависящих от параметров нагнетаемого агента, коллекторских свойств и свойств нефти.

РМНТК Термические системы, 2017