Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

В нефтедобывающей промышленности России за предыдущие примерно 35 лет многое сделано для планомерного и научно обоснованного внедрения на большинстве нефтяных месторождений различных систем искусственного заводнения. Широкое применение при разработке нефтяных месторождений систем заводнения является одним из важных факторов успешного развития добычи нефти и обеспечения сравнительно более высокого среднего по стране коэффициента нефтеотдачи пластов. По мнению большинства специалистов, преобладающая роль заводнения как метода воздействия на нефтяные пласты при разработке нефтяных месторождений в обозримом будущем сохранится.

Однако следует учитывать постоянно растущие потребности народного хозяйства в нефти как в топливе, так и в химическом сырье. Отсюда вытекает актуальность задач по обеспечению повышения нефтеотдачи пластов.

За последние три десятилетия увеличение нефтеотдачи пластов является одной из актуальнейших проблем нефтедобывающей промышленности. Это связано, в первую очередь, с тем, что ресурсы нефти в земной коре ограничены, а роль и значение нефти в жизни человечества как топлива и как сырья в нефтехимическом синтезе огромно и непрерывно возрастает.

Известно, что при современных системах эксплуатации около половины (в среднем) начальных запасов нефти на разрабатываемых месторождениях остается в недрах.

Поэтому особая роль в решении задачи повышения нефтеотдачи пластов принадлежит тепловым методам (внутрипластовое горение и закачка в пласты теплоносителей - пара, горячей воды), так как с помощью их можно значительно увеличить нефтеотдачу пластов с повышенной или высокой вязкостью нефти.

Отечественная и зарубежная практика разработки нефтяных месторождений показывает, что при современных способах эксплуатации залежей с высоковязкой или с повышенной вязкостью нефти (без воздействия на пласты, с заводнением или закачкой газа) нефтеотдача пластов не превышает 15 - 20%.

В данной курсовой работе я придерживался основной цели - раскрыть сущность одного из важных МУН - внутрипластового горения. К не менее важным задачам своей работы я хотел бы отнести и описание работ по ВПГ, проводимых на различных месторождениях России и зарубежья, т.к. этот метод будет востребован и в будущем времени, а, следовательно, будут востребованы и опыт предыдущих поколений.

Также хочу выделить в разряд важнейших и задачу по охране окружающей среды и недр, а также технику безопасности на объектах, где инициируется ВДОГ.

1. ИСХОДНЫЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Общие сведения о месторождении

Месторождение Павлова Гора находится на северо-западе Краснодарского края, в 30 км. к югу от города Ейска. Из обрабатывающей промышленности выделяют рыбную и нефтеперерабатывающую. В сфере сельского хозяйства широкое развитие получили выращивание зерново-подсолнечных культур (пшеница, кукуруза), а также молочно-мясное скотоводство, свиноводство, птицеводство.

Месторождение было открыто в 1938г. Его относят к небольшим по площади месторождениям. Но, несмотря на это, результаты опытов и проводимых здесь работ по внутрипластовому горению стали ценнейшим материалом и руководством для создания ВДОГ на других месторождениях России.

1.2 Характеристика нефтегазоносных пластов

Нефтеносность на площади Павлова Гора открыта в среднем и нижнем отделах майкопа палеогеновых отложений. В среднем майкопе нефтеносными являются I и IV горизонты, а в нижнем - VII горизонт. На территории опытного объекта нефтеносен только I горизонт, а залежи нефти IV и VII горизонтов расположены юго-восточнее от него.

I горизонт залегает в верхней части песчано-глинистой толщи среднего майкопа. В этом горизонте нефтеносна вторая пачка (сверху). В пределах Западного залива эта пачка оказалась запечатанной, и в ней полностью сохранилась залежь нефти (рис. 1).



Рисунок 1. 1 - нефтеносный песок; 2 - водоносный песок. Геологический профиль через залежь I майкопского горизонта месторождения Павлова Гора

Остальные три пачки горизонта насыщены слабо минерализованной водой.

Нефтеносность I горизонта в Западном заливе Павловой Горы была обнаружена еще в 1938 г. по каротажным материалам скв. 403, но он не был опробован. Горизонт был испытан только в 1957 г. в скв. 771, в результате чего получен приток нефти до 5,4 т/сут.

Заметим, что I горизонт нефтеносен и на соседнем Восточном заливе Павловой Горы, который соединяется перешейком с Западным заливом. Но на Восточном заливе отложения горизонта частично размыты, и в наиболее повышенной зоне продуктивная пачка их выходит на дневную поверхность. В северо-западной части Восточного залива продуктивные отложения горизонта вскрыты добывающими скважинами.

Западный залив приурочен к моноклинали с углами падения в северо-восточном направлении около 11°; с северо-востока он подпирается контурной водой. Длина залежи в Западном заливе равна 1000 м, а ширина - 850 м. Глубина залегания пласта по скважинам колеблется от 91 м в наиболее повышенной части до 275 м у контура нефть - вода. Эффективная толщина нефтенасыщенной пачки I горизонта увеличивается от выклинивания до 7,5 м в районе нагнетательной скв. 804 первого опытного участка.

Литология продуктивной пачки горизонта и физические свойства пород-коллекторов детально изучены по лабораторным исследованиям образцов керна, отобранных при бурении шести скважин на первом опытном участке (скв. 804, 821, 821а, 823, 831 и 832) и двух скважин на втором опытном участке (скв. 826 и 827). Вынос керна составлял около 60%. Большинство образцов представлено слабо сцементированными песками и алевролитами. Плотные песчаники, алевролиты и глины встречаются редко в виде тонких прослоев толщиной до нескольких сантиметров. Наилучшие коллекторские свойства имеет средняя часть пласта.

Пористость и проницаемость образцов пород определены при моделировании давления, соответствующего условиям естественного залегания. Нефтенасыщенность кернов из скважин первого участка определили по водонасыщенности, так как пласт вскрывали с использованием промывочного раствора на нефтяной основе.

В табл. 1 приведены результаты расчетов по скважинам средневзвешенных по толщине пласта значений пористости, проницаемости, нефтенасыщенности и эффективной толщины.

Из табл. 1 следует, что пласт опытного объекта характеризуется хорошими коллекторскими свойствами. Однако на втором участке свойства пласта несколько хуже вследствие увеличения глинистости пород при уменьшении его толщины.

Таблица 1

Номер скважины	Пористость, %	Проницаемость, мД	Нефтенасыщенность, %	Эффективная толщина, м
804	28,0	176	72,1	7,7
821	24,9	1990	75,8	5,0
821а	24,2	1265	71,0	7,0
823	25,0	144	70,0	5,9
831	27,5	321	69,4	4,0
832	24,0	956	74,4	7,5
826	21,7	288	-	3,5
827	24,1	536	-	4,3

Нефтенасыщенность I горизонта по состоянию на 1966г. можно принять в среднем по пласту равной 71%, так как эта величина почти точно совпадает с текущей нефтенасыщенностью на 1964г. (72%), определенной путем поправки начальной нефтенасыщенности на разгазирование нефти в пласте. Начальная нефтенасыщенность, по данным интерпретации геофизических исследований скважин, равнялась 77%.

Преобладающая фракция в породе пласта представлена зернами диаметром 0,01 - 0,1 мм (43 - 52 вес. %), а зерна диаметром 0,25 - 1,0 мм составляют около 10 вес. %. В связи с этим размер щелей в противопесочных фильтрах скважин должен равняться 0,2 - 0,25 мм.

Начальное пластовое давление в залежи, приведенное к водонефтяному контакту, составляло 15 кгс/см2; пластовая температура на первом опытном участке 21° С, на втором 15° С.

1.3 Характеристика пластовых флюидов

Нефть опытного объекта тяжелая, высоковязкая и смолистая. Плотность ее в поверхностных условиях составляет 0,945 г/см3, вязкость 326 - 390 сП; содержание сернокислотных смол в нефти 30 - 40%, а атомное отношение водорода к углероду 1;587.

Свойства нефти в пластовых условиях при начальном давлении определены по корреляциям Катца и Билла: вязкость - около 170 сП, объемный коэффициент - 1,03, давление насыщения - 10 кгс/см2 и газовый фактор - 8 м3/м3.

1.4 Состояние разработки месторождения

Залежь вступила в эксплуатацию в октябре 1957 г. (скв. 771) и была в основном разбурена в 1959 г.

Максимальная добыча нефти из залежи (660 т/мес) была достигнута в марте 1960 г. при 11 действующих скважинах. Затем добыча непрерывно падала и снизилась к началу опытных работ на первом участке до 110 т/мес. В результате подтягивания контурной воды обводнились только две скважины - 765 (в апреле - мае 1960 г) и 797 (в августе 1960 г.).

21 - 23/V 1961 г. в скв. 797 было осуществлено опытное нагнетание воды в пласт с целью испытания этого метода интенсификации добычи нефти: в нее было закачано 80 м3 воды при давлении нагнетания 11 - 13 кгс/см2. 24/V 1961 г. скважина поглотила 32 м3 воды без избыточного давления на устье; 25/V 1961 г. скв. 771, расположенная в 180 м юго-восточнее нагнетательной, стала обводняться (из нее было добыто 14 м3 почти чистой воды). В связи с этим закачку воды в скв. 797 прекратили, после чего реагирующая скв. 771 постепенно вновь перешла на нефть.

Из всех скважин только скв. 801 в апреле - июне 1959 г. фонтанировала около полутора месяцев. В дальнейшем она эксплуатировалась глубиннонасосным способом. Все другие скважины с самого начала эксплуатировались только глубиннонасосным способом (до реакции скважин на проведение процесса внутрипластового горения).

С помощью экстраполяции кривой добычи нефти подсчитано, что без воздействия на пласт скважины должны были достигнуть предела рентабельности (дебита нефти 50 кг/сут на скважину) в сентябре 1977 г., когда суммарная добыча нефти на Западном заливе залежи достигнет 30,52 тыс. т. Это означает, что конечная нефтеотдача пласта при разработке на истощение составит 13,3%.

2. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Общие сведения о методах увеличения нефтеотдачи пластов (МУН)

С середины 40-х годов разработка залежей нефти в нашей стране осуществляется в основном с применением заводнения, которое позволяет увеличить нефтеотдачу пластов почти в 2 раза по сравнению с разработкой на естественных режимах. И, тем не менее, баланс остаточных запасов на месторождениях, находящихся в завершающей стадии разработки, остается весьма высоким, составляя в отдельных случаях 50 - 70%.

Такое состояние с остаточными запасами, которые не могут быть извлечены традиционными методами заводнения, требует ускорения разработки и внедрения новых методов повышения нефтеотдачи пластов.

В настоящее время известно и внедряется большое число методов повышения нефтеотдачи пластов. Они различаются по методу воздействия на продуктивные пласты, характеру взаимодействия между нагнетаемым в пласт рабочим агентом и насыщающей пласт жидкостью, видом вводимой в пласт энергии.

Все МУН можно разделить на четыре группы:

1. гидродинамические методы - циклическое заводнение, изменение направлений фильтрационных потоков, форсированный отбор жидкости;

2. физико-химические методы - заводнение с применением активных примесей (поверхностно-активных веществ, полимеров, щелочи, серной кислоты, диоксида углерода, мицелярных растворов);

3. газовые методы - водогазовое циклическое воздействие, вытеснение нефти газом высокого давления, вытеснение сжиженными газами;

4. тепловые методы - вытеснение нефти теплоносителями (горячей водой, паром), пароциклическая обработка, внутрипластовое горение.

Данные методы характеризуются различной потенциальной возможностью увеличения нефтеотдачи пластов (от 2 до 35% от балансовых запасов) и разными факторами их применения. Для месторождений с маловязкими нефтями, разрабатываемых с использованием заводнения, к наиболее перспективным можно отнести следующие методы: применение диоксида углерода, водогазовых смесей, мицелярных растворов, а для месторождений с высоковязкими нефтями - использование пара, внутрипластовое горение.

В целом по стране на физико-химические методы приходится 50%, на тепловые - 40% и на газовые - 10% от общего объема применения по охвату запасов нефти. Практика показала, что использование МУН в 7 - 10 раз дороже применения заводнения. Поэтому рентабельность их определяется ценой нефть.

2.2 Применение внутрипластового горения в отечественной и зарубежной практике

Первым в мировой практике опытом сочетания внутрипластового горения с заводнением следует считать осуществление этого процесса на заводненной залежи тяжелой нефти месторождения Нитсу (Япония) при естественном водонапорном режиме.

Характеристика пласта Когучи-1 месторождения Нитсу

Глубина залегания объекта, м__________________180-193

Толщина пласта, м______________________________10

Проницаемость пласта, мД_____________________500-1000

Нефтенасыщенность пласта, %________________60

Пластовая температура, єС_____________________24

Плотность нефти, г/см3________________________0,945

Вязкость нефти при 25 єС, сП___________________178

До проведения опыта скважины участка были сильно обводнены (содержание нефти в добываемой продукции составляло 96%). Залежь характеризуется активным водонапорным режимом.

Промысловый эксперимент был обоснован лабораторными исследованиями процесса горения на линейной и трехмерной моделях пласта. Для опытных работ использовали одну вновь пробуренную нагнетательную скважину. Ближайшая добывающая скважина расположена от нагнетательной на расстоянии 17 м.

Фронт горения в пласте был создан с помощью забойной горелки на газовом топливе (метане) в течение 6 сут. После этого в пласт закачивали только воздух. Через 80 сут фронт горения подошел к добывающей скважине. Закачку воздуха в пласт прекратили (всего было закачано 690 тыс. м3 воздуха). На этот момент было добыто 50% от расчетного количества нефти. За последующие 80 сут после прекращения закачки воздуха была получена оставшаяся половина расчетной дополнительной добычи нефти. В течение следующих 200 сут по сравнению с предыдущим годом добыча возросла на 144 м3, т. е. оказалась в 2 раза выше расчетной.

Максимальная текущая добыча нефти в 2,7 раза превысила добычу до воздействия на пласт. Удельный расход воздуха на 1 м3 добытой нефти составил 2400 м3.

Проведенный опыт показал, что сочетание внутрипластового горения с последующим естественным вторжением воды в область, ранее охваченную горением, оказалось весьма эффективным для увеличения нефтеотдачи пласта. Обводненность скважин до постановки опыта не затруднила процесса горения, что связано с высокой остаточной нефтенасыщенностью пласта (в условиях залежи высоковязкой нефти).

В США первые промысловые опыты по внутрипластовому горению были осуществлены в 1952 г. на небольших участках (с одной нагнетательной скважиной), в частности, на нефтяном месторождении Вест-Локо (штат Оклахома). Постановке промыслового опыта на этом участке предшествовали лабораторные исследования механизма процесса. Фронт горения на месторождении создавался с помощью забойного электронагревателя.

Внутрипластовое горение на объекте (при рн.дег.=0,943 г/см3 и µн=7413 сП при 34° С) осуществлялось при закачке в пласт только воздуха.

Проведенный опыт показал практическую возможность создания и перемещения в пласте, насыщенном тяжелой высоковязкой: нефтью, фронта горения. Были получены увеличение среднего дебита нефти в 4 - 4,5 раза по сравнению с дебитом до начала процесса и высокая нефтеотдача пласта.

После проведения в 1953 г. опыта на втором участке месторождения Вест-Локо было сделано заключение о том, что для условий этой залежи (hэф=3,3 - 6,0 м и рн.дег.=0,943 - 0,945 г/см3) минимальная скорость перемещения фронта горения должна составить около 0,04 м/сут.

Наиболее интересные результаты по первым в США промысловым опытам эксплуатации участков месторождения Вест-Локо внутрипластовым горением сводятся к следующему:

а) фронт горения на первом опытном участке переместился от нагнетательной скважины на 12 - 17 м, а на втором - примерно на 120 м (в данном случае подход к скважине пароводяной зоны, вероятно, ошибочно принят за фронт горения);

б) достигнутая нефтеотдача при внутрипластовом горении оценивается на опытных участках равной 51 % начальных запасов нефти;

в) на первом участке содержание сгоревшего топлива составило 30,4 кг на 1 м3 нефтенасыщенной породы.

Более информативным был опыт по внутрипластовому горению, проведенный на залежи нефти Саус-Белридж (штат Калифорния).

Характеристика залежи Саус-Белридж месторождения Вест-Локо

Площадь участка, га___________________________1,3

Глубина залегания пласта, м__________________210

Эффективная толщина пласта, м______________9

Пористость пласта, %_________________________37

Проницаемость пласта, мД_____________________8000

Нефтенасыщенность пласта, %_________________60

Плотность нефти, г/см3________________________0,98

Вязкость нефти при 30 °С, сП_________________27000

Фронт горения в пласте был создан в июне 1956 г. с помощью электронагревателей при расходе воздуха 20 тыс. м3/сут. Через год закачка воздуха в пласт была доведена до 100 тыс. м3/сут. Скорость движения фронта горения колебалась от 0,12 до 0,975 м/сут.

Для регулирования перемещения фронта горения на забоях добывающих скважин создавалось противодавление путем сокращения отборов жидкости и газа. По замерам пластовой температуры в наблюдательных скважинах отмечена тенденция к перемещению зоны горения ближе к кровле пласта. По мере приближения фронта горения к добывающим скважинам резко возрастали обводненность добываемой нефти и газовый фактор. При повышенном расходе воздуха в пласт скважины перешли с насосного на фонтанный способ эксплуатации.

Удельный расход воздуха на 1 м3 добытой нефти за 18 мес. осуществления внутрипластового горения составил 2700 м3. Нефтеотдача в результате воздействия на пласт горением составила 51% запасов нефти перед началом процесса. Дебиты нефти из скважин участка возросли в 7 - 8 раз.

Прогретая зона пласта продвинулась на расстояние 122 м от нагнетательной скважины (при охвате процессом площади 2,5 га вместо 1,3 га).

В 1956 и 1959 гг. на опытном участке были пробурены оценочные скважины, из которых через 0,3 м по толщине пласта отобраны и исследованы образцы породы. Построение карт толщины пласта, на который воздействовали горением, показало, что воздействие в основном распространялось вверх по простиранию пласта (от нагнетательной скважины), а за три года охват его процессом увеличился в 2 раза в основном в глубь пласта.

Самая низкая остаточная нефтенасыщенность (5 - 10%) оказалась в районе верхней части опытного участка.

По данным 1959 г., процессом было охвачено 50,4% объема пласта (на участке площадью 3,16 га), из него добыто 30,5 м3 нефти, или 56,7% запасов. Установлено, что 17% нефти в пласте израсходовано на поддержание горения.

Обосновано наличие притока нефти из верхних и нижних зон пласта вследствие проявления режимов вытеснения нефти водой, паром, растворителями и гравитационного режима.

В 1964 г. работы по внутрипластовому горению и циклической закачке пара продолжались на двух участках площадью 55,6 га с 24 добывающими скважинами (при глубине залегания пласта 324 м), где ранее эксплуатация пласта протекала в основном при режиме растворенного газа. За 12 лет осуществления процесса внутрипластового горения накопленная добыча нефти составила более 1 млн. м3, в том числе вследствие горения, бурения новых скважин и циклической закачки пара - 604 тыс. м3. В сентябре 1976 г. добыча нефти на участках составляла 226,6 м3/сут.

В СССР в 1934 г. впервые в мире был осуществлен промысловый опыт по внутрипластовому горению.

При выборе опытного объекта руководствовались следующими требованиями:

а) геологическое строение месторождения должно быть хорошо изучено;

б) нефтесодержащей породой должен быть песок;

в) пласт не должен быть обводненным и должен обладать хорошей проницаемостью;

г) содержание и качество остаточной нефти должны обеспечить горение в пласте и достаточную эффективность этого процесса.

По рекомендации И. М. Губкина для указанной цели выбрали один из южных участков Нефтяно-Ширванского месторождения (Краснодарский край).

Еще в августе 1909 г. здесь с глубины всего 75 - 80 м забил мощный нефтяной фонтан. На площади 4 га было пробурено 124 скважины. Участок был истощен, и с 1926 г. эксплуатация на нем нефтяных пластов не производилась.

В качестве опытного объекта выбрали горизонт Е, на котором по линии, было пробурено 3 скважины. Расстояние между скв. 1 (зажигательной), и скв. 2 (вспомогательной) равно 6 м, а между скв. 2 и скв 3 (добывающей) - 15 м. Все три скважины до начала опытных работ были сухими.

Опытная установка состояла из компрессорной (три поршневых компрессора с подачей 7190 м3/сут каждый), вакуум-насосной станции (два поршневых вакуум-насоса с подачей 3450 м3/сут каждый) и трех скважин на горизонт Е. В скважинах 2 и 3 были установлены глубинные поршневые насосы.

Перед опытными работами на залежи Е, кроме испытания технологических операций метода в промысловых условиях, стояла одна из важнейших задач по приобретению навыка осуществления его в природных условиях.

На начальной стадии работ была достигнута сообщаемость между нагнетательной и реагирующими скважинами при закачке в первую воздуха и отсоса газа из двух других. Наблюдения за составом газа, выходящего из скв. 2 (при нагнетании в скв. 1 воздуха), показали, что через 30 мин после начала закачки воздуха газ начинал обогащаться кислородом; через 2 ч в газе уже было 2% кислорода.

На опытном участке были испытаны три способа создания фронта горения в пласте: зажигание древесным углем, углем с подачей жидкого топлива и нагретыми газами из устьевой топки (с подачей жидкой нефти или без нее).

Операцию зажигания с помощью угольных пакетов выполняли путем забрасывания древесного угля (около 60 - 70 кг) в скважину через устье небольшими порциями (некоторую часть угля забрасывали в раскаленном состоянии). Затем устье скважины закрывали, и в нее под давлением подавали воздух (550 - 600м3/ч).

На опытном участке залежи Е в скв. 3 (при операциях в скв. 1) был получен столб нефти высотой 4 м, который восстанавливается после оттартывания. Из скв. 2 и 3 при работе глубинных насосов нефть переливала небольшой струей.

Также из скважин были получены горючий газ и дистилляты. Теплотворная способность газа равнялась 4300 - 5200 ккал/м3. Дистиллят, полученный в трапах до холодильника и после него, имел плотность 0,775 г/см3 и относился к бензинокеросиновым фракциям. В 1 м3 газа содержалось 200 - 230 см3 бензина.

Процесс на опытном объекте быстро прекратился в связи с ограниченными техническими возможностями для его осуществления и сильной истощенностью продуктивного пласта.

С современной точки зрения кратковременное осуществление внутрипластового горения в залежи Е было не единственным фактором интенсификации добычи нефти из этого объекта. При сгорании каменного угля на забое скважины или при закачке в пласт газов горения из поверхностной топки (при температуре на забое не выше 100° С) проявлялась и высокая вытесняющая способность газов с повышенным содержанием двуокиси углерода (СОг). Частично в связи с этим обнаружился подъем столба нефти в скв. 3 и приток ее из скв. 2 в виде слабого перелива. Именно указанным эффектом можно объяснить прирост добычи нефти в процессе нагнетания в пласты горячих газов и парогаза.

Полученные при опытных работах на Нефтяно-Ширванском месторождении результаты следует считать крупным научно-техническим достижением 30-х годов. Они впервые показали реальную возможность повышения нефтеотдачи пластов новым методом - применением внутрипластового горения.

2.3 Виды внутрипластового горения

Процесс внутрипластового горения имеет следующие разновидности.

1. По направлению движения высокотемпературной зоны (горения) и окислителя:

а) прямоточный процесс внутрипластового горения, когда направления движения зоны горения и окислителя совпадают;

б) противоточный процесс, когда зона горения движется навстречу потоку окислителя.

2. По источнику топлива для поддержания окислительных реакций в пласте (горения):

а) процесс внутрипластового горения без ввода в пласт дополнительного топлива (топливо для поддержания горения получается только из находящейся в пласте нефти);

б) процесс внутрипластового горения с вводом в пласт дополнительного топлива, которое в определенных условиях компенсирует недостаток в образовании топлива непосредственно из пластовой нефти.

К настоящему времени наиболее изучен и нашел широкое применение на нефтяных месторождениях прямоточный процесс внутрипластового горения без ввода в пласт дополнительного топлива.

Прямоточный процесс внутрипластового горения, как и любая другая его разновидность, начинается с создания в призабойной зоне пласта нагнетательных скважин фронта горения. После того как процесс горения стабилизировался, в пласте по направлению от нагнетательной скважины к добывающим можно выделить несколько характерных зон (рис. 2).

Между забоем нагнетательной скважины и фронтом горения размещается выжженная зона 1. При нормальном течении процесса в ней остается сухая, свободная от каких-либо примесей порода пласта. У кровли и подошвы пласта в данной зоне после прохождения фронта горения должна быть остаточная нефтенасышенность 2, так как горение в этих частях пласта невозможно в связи с уменьшением температуры (из-за потерь тепла в окружающие пласт непроницаемые породы) ниже температуры воспламенения топлива. Из прикровельной и приподошвенной частей пласта нефть вытесняется только горячими газообразными продуктами горения.

Непосредственно перед фронтом горения в поровом пространстве породы пласта при воздействии высокой температуры из нефти образуется топливо, имеющее вид твердого коксоподобного остатка. Более легкие фракции нефти в этой узкой зоне испаряются и уносятся горячими газами горения в глубь пласта. Впереди зоны коксообразования 4 находится зона испарения легких фракции нефти и воды при температуре, более низкой, чем на фронте горения.

Рисунок 2. I - распределение температуры в средней части сечения пласта по длине при «сухом» внутрипластовом горении; II - то же при «влажном» горении; III - то же, при «сверхвлажном» горении; IV - снижение температуры на фронте горения по мере перемещения его по пласту. Схема распределения характерных зон и температуры при прямоточном процессе внутрипластового горения:

В зоне испарения в порах породы остается, кроме паров воды и нефти, только материал для образования топлива. Далее формируется сравнительно более широкая зона конденсации 5, в которой вода и часть нефти, не вытесненная горячей водой, находятся в состоянии кипения при парциальном давлении этих жидкостей в системе. Основную долю порового пространства пласта в зоне 5 занимает кипящая вода, которая накапливается в ней в результате испарения связанной пластовой воды перед фронтом горения и воды, полученной в результате реакции горения углеводородного топлива в зоне горения.

В совокупности зоны 4, 5, 6 в основной период развития процесса могут составлять значительные размеры и имеют существенное значение в механизме нефтеотдачи при внутрипластовом горении. Из прикровельных и приподошвенных частей пласта в этих трех зонах нефть частично вытесняется при повышенных температурах (относительно начальной пластовой) газообразными продуктами горения. Впереди зоны 7 до скважин, добывающих из пласта нефть и газообразные продукты горения, находится зона начальной пластовой температуры 8. В этой зоне фильтруются нефть и газообразные продукты горения, причем последние не полностью вытесняют нефть из этой зоны пласта (в связи с его неоднородностью и фильтрацией газов к системе скважин).

На рис. 2 показано распределение температуры в средней части пласта (по его толщине) от нагнетательной к добывающей скважине. В зоне 1 температура ниже величины ее на фронте горения (точечным пунктиром показано некоторое снижение последней по мере перемещения фронта от нагнетательной скважины). Указанное снижение температуры связано с потерями тепла из продуктивного пласта в окружающие его породы (за счет кондукции) и с частичным переносом к зоне горения тепла закачиваемым в пласт воздухом. Поэтому данная зона иногда называется зоной регенерации тепла.

Из изложенного следует, что температура в каждой точке пласта зоны 1 во времени снижается (вплоть до начальной пластовой, а в призабойной зоне - даже до температуры закачиваемого в пласт воздуха). Температура в зоне горения, исходя из результатов лабораторных исследований и промысловых наблюдений, колеблется в диапазоне 350 - 650° С. В зоне 5 температура почти линейно несколько снижается по направлению от фронта горения к добывающим скважинам, что объясняется монотонным уменьшением парциального давления жидкости в указанном направлении. Сравнительно резкое снижение температуры в зоне горячей воды связано с теплообменом между горячей жидкостью и сравнительно холодным пластом при температурах ниже кипения.

При внутрипластовом горении наблюдается довольно сложное распределение нефте -, водо - и газонасыщенности пласта, даже если оно относится к центральной (по толщине) части пласта. По направлению к кровле и подошве пласта (особенно непосредственно у его кровли и подошвы) распределение насыщенностей имеет иной характер. В зоне 1 пласт почти полностью насыщен воздухом (газом), в зонах 4, 5 и 6 - в основном водой и ее парами и в зонах 7 и 8 - нефтью, а также частично газами горения и связанной водой.

При противоточном внутрипластовом горении фронт горения создается в призабойной зоне пласта у добывающей скважины и движется в направлении от добывающих к нагнетательным скважинам. Этот метод был разработан для эксплуатации залежей с очень тяжелой высоковязкой нефтью. Фронт горения в данном случае создается в призабойной зоне пласта будущих добывающих скважин либо после того, как устанавливается поток воздуха между нагнетательными и добывающими скважинами, либо вначале добывающие скважины используют для закачки воздуха (на период создания фронта горения и некоторого ее перемещения по пласту), а затем закачку воздуха переносят в нагнетательные скважины (скважины, у которых создается фронт горения, становятся добывающими).

Воздух, проходя фронт горения, поддерживает процесс горения. Газы горения фильтруются между фронтом горения и добывающими скважинами (в зоне с повышенной температурой 260 - 370° С), вытесняя нефть с пониженной вязкостью и увлекая пары пластовых углеводородов к добывающим скважинам.

По мере перемещения фронта горения при противоточном горении часть пластовой нефти сгорает, причем наряду с тяжелыми фракциями потребляется некоторая часть легких и средних фракций.

От нагнетательной скважины до фронта горения прослеживается как зона начальной пластовой температуры, так и зона окисления. В зоне нагретого пласта температура снижается во времени вследствие потерь тепла в кровлю и подошву пласта. В связи с возможностью окислительных процессов при фильтрации воздуха, как показывает промысловый опыт осуществления противоточного горения, процесс может осложняться в связи со склонностью нефти к самовоспламенению в пласте у нагнетательных скважин. Пластовая нефть, находясь в соприкосновении с нагретым воздухом, может самопроизвольно воспламениться за период от нескольких часов до нескольких недель (в зависимости от характеристики нефти и температуры воздуха). Тяжелые нефти при температуре 65,6° С при подаче воздуха могут самовоспламениться за 5 - 40 сут, а при температуре 93,3° С - в течение менее 10 сут.

При нормальном ходе процесса противоточного горения газы горения (СО2, СО и N2) и пары воды поступают в зону остаточной нефтенасыщенности (за фронтом горения) и вызывают фракционирование нефти. Разгонка нефти может быть настолько эффективной, что, например, из залежи нефти плотностью 1,014 г/см3 и вязкостью 106 сП получается нефть плотностью 0,904 г/см3 и вязкостью 15 сП. Добываемая нефть имеет более высокое качество, чем начальная пластовая.

После того как фронт горения при противоточном процессе достигнет нагнетательной скважины, при дальнейшей подаче воздуха в пласт он может начать движение в обратном направлении, и процесс пойдет по прямоточному варианту. Пласт при этом может быть насыщен коксом и наиболее тяжелыми фракциями нефти.

Имеющиеся данные по противоточному процессу внутрипластового горения показывают, что в связи с высоким содержанием топлива в нефти и возможностью перехода противоточного процесса в прямоточный общий расход воздуха при реализации указанного воздействия на пласты примерно вдвое превышает расход воздуха при прямоточном процессе. При разработке залежей с противоточным процессом внутрипластового горения можно добыть около половины начальных запасов нефти в пласте, но нефтеотдача все же будет ниже, чем при прямоточном процессе.

Однако противоточное внутрипластовое горение намечается для тех объектов, на которых другие методы воздействия (в том числе и прямоточное горение) по тем или иным причинам неприемлемы. Например, на залежах с очень тяжелой и вязкой нефтью прямоточное горение не удается осуществить из-за малой ее подвижности в пласте и весьма высокого фильтрационного сопротивления движению флюидов перед фронтом горения. При указанных условиях случалось, что прямоточное горение прекращалось в связи с закупоркой пласта перед фронтом горения.

Для реализации противоточного горения считается также необходимой сравнительно высокая проницаемость пластов.

Следующей разновидностью процесса внутрипластового горения, является внутрипластовое горение с вводом в пласт дополнительного топлива.

Необходимым условием для горения нефти в пористой среде (точнее, части нефти) является предварительный нагрев среды до температуры горения. Если же нефть легкая (в состав ее входят в основном компоненты, испаряющиеся при сравнительно невысокой температуре), то при нагреве пласта до температуры воспламенения тяжелых фракций нефти основная часть ее испаряется, уносится газами горения в глубь пласта и на породе может отложиться количество кокса, недостаточное для поддержания горения. В этом случае созданный в призабойной зоне пласта фронт горения затухает. Следовательно, для поддержания внутрипластового горения в нефтяном пласте на породе непосредственно перед фронтом горения необходимо отложение минимального количества топлива (по лабораторным экспериментам на моделях пластов оно составляет 12 - 14 кг/м3 нефтенасыщенной породы).

Для обеспечения процесса внутрипластового горения в рассматриваемом случае было предложено в пласт подавать недостающее количество топлива вместе с воздухом. В качестве дополнительного топлива используют углеводородный попутный газ, добываемый обычно вместе с нефтью. Количество подаваемого в пласт топлива зависит в основном от качества пластовой нефти. Этот процесс получил название внутрипластовое горение со сжиганием в пласте газовоздушной смеси.

При подаче в пласт дополнительного топлива (в период осуществления указанной разновидности процесса) прирост нефтеотдачи пласта (после заводнения) должен перекрывать затраты, связанные с расходом дополнительного топлива.

Другие разновидности процесса внутрипластового горения были разработаны на основании анализа результатов промысловых опытных работ и создавались, исходя из стремления повысить технологическую и экономическую эффективность его применения на нефтяных месторождениях.

месторождение пласт нефть горение

2.4 Технологии извлечения нефти с использованием внутрипластового горения

Метод извлечения нефти с помощью внутрипластового горения был предложен в начале 30-х годов советскими учеными А. Б. Шейнманом и К. К. Дубровай. Процесс основан на способности углеводородов (нефти) в пласте вступать с кислородом воздуха в окислительную реакцию, сопровождающуюся выделением больших количеств теплоты. Он отличается от горения на поверхности. Генерирование теплоты непосредственно в пласте - основное преимущество данного метода.

Процесс горения нефти в пласте начинается вблизи забоя нагнетательной скважины обычно нагревом и нагнетанием воздуха.

Теплоту, которую необходимо подводить в пласт для начала горения, получают при помощи забойного электронагревателя, газовой горелки или различных реакций.

После создания очага горения у забоя скважин непрерывное нагнетание воздуха в пласт и отвод от очага (фронта) продуктов горения (N2, CO2 и др.) обеспечивают поддержание процесса внутрипластового горения и перемещение по пласту фронта вытеснения нефти.

В качестве топлива для горения расходуется часть нефти, остающаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой, испарившимися фракциями нефти впереди фронта горения и претерпевающая изменения вследствие дистилляции, крекинга и других сложных физико-химических процессов. В результате сгорают наиболее тяжелые фракции нефти. В зависимости от геолого-физических условий пласта расход сгорающего топлива может составлять 10 - 40 кг на 1 м3 пласта, или 6 - 25 % первоначального содержания нефти в пласте. Теоретическими промысловыми исследованиями установлено, что с увеличением плотности и вязкости нефти расход сгорающего топлива увеличивается, а с увеличением проницаемости уменьшается.

При разработке залежей нефти с осуществлением процесса внутрипластового горения непременным условием является создание в пласте определенным способом и перемещение по пласту высокотемпературной зоны (с температурой около 200° С и выше) от нагнетательной скважины (или группы нагнетательных скважин) к добывающим скважинам за счет нагнетания в пласт воздуха (или воздуха и воды одновременно или последовательно). По современным представлениям создание внутрипластового фронта (зоны) горения при осуществлении процесса на месторождении является лишь частным случаем.

В общем суть процесса внутрипластового горения при разработке залежей нефти можно свести к образованию и перемещению по пласту высокотемпературной зоны сравнительно небольших размеров, в которой тепло генерируется в результате экзотермических реакций между частью содержащейся в пласте нефти и кислородом (обычно окислителем является кислород, содержащийся в нагнетаемом в пласт воздухе).

Фронт горения служит тепловым источником для нагрева участков, расположенных как впереди, так и позади него. По мере продвижения фронт горения оставляет за собой горячую породу, которая постепенно охлаждается, отдавая тепло нагнетаемому в пласт окислителю и окружающим породам. Скорость продвижения фронта горения зависит от многих параметров пласта (пористость, проницаемость, вязкость нефти) и достигает 5 - 10м/сут. для битумных месторождений.

Глубина зоны горения на этих месторождениях не превышает нескольких десятков сантиметров. По данным ТатНИПИнефть при наблюдении в контрольных скважинах она составляет 50 - 70см.

Накопленные данные показывают, что вокруг нагнетательной скважины, как правило, не наблюдается сплошного фронта горения. Локальные очаги горения продвигаются по направлениям максимальной проницаемости битумного пласта, перемещаются достаточно часто и по его толщине по мере обогащения нижних слоев горячим жидким битумом.

Наиболее интенсивные физико-химические процессы в продуктивном пласте отмечаются в области предшествующей фронту горения при ВПГ.

В первую очередь в этой области происходят изменения состояния пластовых флюидов - испарение, дистилляция, термическое расширение, снижение вязкости, уменьшение поверхностного натяжения и др. Совокупность этих процессов и определяет в конечном итоге эффективность применения ВПГ, а снижение вязкости и увеличение подвижности углеводородов является основным техническим аспектом внутрипластового горения.

Механизм вытеснения нефти из пластов при проведении рассматриваемого процесса является следствием поддержания и перемещения по пласту указанной высокотемпературной зоны.

2.5 Влияние геолого-технических факторов на эффективность технологии

На основе обобщения результатов теоретических и лабораторных исследований прямоточного процесса внутрипластового горения, а также результатов отечественных и зарубежных промысловых опытных работ были сформулированы требования к залежам нефти, на которых возможно и целесообразно применение данного метода воздействия на пласты с целью интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи. Эти требования определяются свойствами нефти, глубиной залегания пластов, особенностями геологического строения залежей и коллекторскими свойствами пластов.

2.5.1 Свойства нефти

Свойства нефти объекта должны быть рассмотрены в первую очередь, так как для процесса внутрипластового горения без ввода в пласт дополнительного топлива пригодны главным образом залежи, включающие сравнительно тяжелые высоковязкие нефти.

По лабораторным исследованиям и промысловым опытным работам, для внутрипластового горения указанной модификации подходят нефти плотностью от 0,85 до 0,99 г/см3 (в поверхностных: условиях).

В б. КфВНИИ на линейной модели пласта исследована возможность внутрипластового горения различных нефтей в диапазоне плотностей в поверхностных условиях от 0,908 г/см3 (нефть IV горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения) до-0,987 г/см3 (нефть понтического горизонта Ахтырско-Бугундырского месторождения). В первом случае для нефти с содержанием сернокислотных смол 20 - 25% при горении с температурой на фронте около 440° С потребовалось примерно 300 м3 воздуха на 1 м3 нефтенасыщенной породы, охватываемой процессом. В последнем случае при содержании смол около 60% удельный расход воздуха на горение составлял 360 - 390 м3/м3 при температуре на фронте 450 - 470° С. Другие изученные объекты - I горизонт Нефтяного месторождения (pн.дег=0,923 г/см3), I горизонт месторождения Павлова Гора и IV сарматский горизонт месторождения Зыбза (рн.дег=0,976 г/см3) включают нефти, входящие в указанный диапазон по плотности, и оказались вполне пригодными для проведения внутрипластового горения.

Нижний предел плотности нефти определяется тем, что в случае более легкой нефти основные компоненты ее перед фронтом горения испаряются и не остается достаточно материала на образование коксоподобного остатка (топлива), необходимого для поддержания внутрипластового горения.

Нефти плотностью более 0,99 г/см3 также нежелательны для прямоточного внутрипластового горения, так как перед фронтом горения в этом случае может происходить закупорка порового пространства. Для нефтей такого типа (с полутвердым битумом) целесообразно применять метод противоточного горения.

Так как допустимое содержание материала в нефти для образования топлива должно быть минимальным, особенно важен такой показатель, как содержание смол в нефти. Смолы являются основным исходным продуктом для образования топлива перед фронтом горения. По результатам лабораторных исследований на линейной модели пласта можно сделать заключение, что минимальное содержание сернокислотных смол в нефти, пригодной для внутрипластового горения, составляет около 20% (а силикагелевых соответственно около 10%).

Вязкость нефти, благоприятной для внутрипластового горения, должна быть равна десяткам или сотням сантипуаз в пластовых условиях. В этом случае температурное воздействие на пласт и насыщение нефти углекислым газом из продуктов горения являются более эффективными, так как указанные факторы резко увеличивают подвижность нефти.

2.5.2 Глубина залегания и особенности геологического строения

Минимальная глубина залегания объектов, благоприятных для внутрипластового горения, составляет около 150 м. До глубины залегания пласта 150 - 200 м более предпочтительным (по экономическим соображениям) может оказаться метод вытеснения нефти паром или горячей водой. Эта глубина также обусловлена необходимостью обеспечения герметичности вышележащих пород при закачке в пласт воздуха в процессе внутрипластового горения.

По результатам успешно осуществленных промысловых опытов с воздействием на пласт движущимся фронтом горения максимальная глубина залегания пласта составляет 1000 - 1500 м. При больших глубинах залегания пласта в результате возрастания стоимости скважин и давления нагнетания воздуха в пласт применение метода внутрипластового горения может оказаться экономически неоправданным.

Пласты, на которых планируется применение метода внутрипластового горения, не должны иметь экранирующих тектонических нарушений в области между нагнетательными и добывающими скважинами.

Чередование пород-коллекторов и глинистых прослоев, как и наличие неоднородности другого типа, допустимы в случае применения рассматриваемого метода воздействия на пласт, так как под действием теплопроводности достигается высокий охват его повышенной температурой по толщине.

Многопластовые системы продуктивных горизонтов допустимы для применения процесса, но наличие в них пород-коллекторов толщиной менее 2 м и глинистых прослоев толщиной более 1 м нежелательно, так как возможно затухание внутрипластового горения в отдельных прослоях.

2.5.3Коллекторские свойства пласта

При выборе объектов, пригодных для внутрипластового горения, важно определить эффективную толщину и проницаемость пласта.

Минимальная толщина пласта (около 3 м) определяется возникновением высоких потерь тепла в кровлю и подошву, которые в этом случае могут вызвать затухание фронта горения при практически достигаемой приемистости скважин по воздуху. При толщине пласта 6 - 10 м потери тепла при движении фронта горения составляют около 20 - 30%.

Максимальная толщина пласта определяется тенденцией фронта горения перемещаться к кровле пласта (вследствие эффекта гравитационного разделения нефти, воздуха и газов горения). При значительной толщине пласта (15 - 20 м и более) происходит существенное снижение охвата его горением. Для применения этого метода воздействия целесообразна толщина пласта 3 - 15 м.

Проницаемость пласта должна быть не ниже минимальной, так как она влияет на приемистость нагнетательных скважин и давление нагнетания при закачке воздуха в пласт. Давление нагнетания должно быть не выше 0,22 кгс/см2 на 1 м глубины скважины (из условий недопустимости превышения горного давления на пласт). Это давление, равное 100 - 250 кгс/см2 (при 5 - 6-сту-пенчатом сжатии поршневых компрессоров), ограничено техническими возможностями современного оборудования и экономическими соображениями.

Если учесть данные определения относительной фазовой проницаемости пласта для воздуха по результатам исследования взаимодействующих нагнетательной (804) и наблюдательной (821) скважин на Павловой Горе (kВОЗ=0,66) при проницаемости пласта 1100 мД, то по формуле для нагнетания воздуха в одиночную скважину можно оценить минимальную физическую проницаемость пласта для обеспечения необходимой приемистости скважин в зависимости от толщины и глубины залегания пласта. Расчеты показывают, что с увеличением глубины залегания и эффективной толщины пласта величина проницаемости, необходимой для осуществления процесса, уменьшается.

При глубинах залегания объектов 150 - 300 м и толщине пластов 3 - 15 м проницаемость их должна составлять не менее 600 - 200мД, а при глубинах залегания объектов 500 - 1000 м соответственно 100 - 40 мД. Эти величины обеспечивают перемещение фронта горения на расстояния до 100 м от нагнетательных скважин для указанных диапазонов залегания и эффективной толщины пласта.

Для применения процесса необходимая величина пористости песчаного пласта оценивается равной 20% или более, для карбонатных пластов минимальная величина пористости оценивается равной 10%. Текущая нефтенасыщенность пласта должна быть 40% или более.

При выборе объектов для осуществления внутрипластового горения следует ориентироваться на ограничения таких показателей, как плотность нефти, содержание в ней смол, глубина залегания пласта, его толщина и проницаемость. По выбранным объектам должен быть проведен комплекс лабораторных исследований на моделях пластов для определения параметров процесса (содержание топлива, удельного расхода воздуха на горение, оптимального отношения вода - воздух при «влажном» горении и др.).

Другие данные об объекте следует учитывать при составлении технологической схемы проведения процесса внутрипластового горения.

2.6 Опыт и результаты применения внутрипластового горения на месторождении Павлова Гора

Залежь Западного залива I горизонта месторождения Павлова Гора была выбрана в 1963 г. в качестве первоочередного опытного объекта для воздействия на пласт движущимся фронтом горения. Она содержит тяжелую нефть с большим количеством смол. Залежь невелика, что обеспечивало получение результатов опытных работ в сравнительно короткие сроки. Пласт, к которому приурочена залежь, представлен хорошо выраженным высокопроницаемым монолитным песчаным коллектором сравнительно небольшой толщины в области расположения добывающих скважин (2,5 - 7 м). Соответствует требованиям и глубина залегания пласта (до 250 м). Кроме того, как уже отмечалось, опытная закачка воды в залежь с целью испытания целесообразности воздействия на нее заводнением показала отрицательные результаты.

Основные параметры внутрипластового горения - содержание топлива (коксового остатка) в нефти и удельный расход воздуха на выжигание нефтенасыщенной породы для I горизонта месторождения Павлова Гора определяли по данным лабораторных исследований на линейной модели пласта и по обобщенным результатам аналогичных работ зарубежных исследователей.

Величины удельного расхода воздуха на выжигание 1 м3 нефтенасыщенной породы и удельного содержания топлива в породе получены равными соответственно 350 м3/м3 и 28 кг/м3.

Для проведения опытных работ на залежи нефти I горизонта месторождения Павлова Гора были выбраны два участка.



Рисунок 3 1-нагнетательные скв.; 2-добывающие; 3-наблюдательные; 4-границы опытных участков. Схема размещения скважин на объекте ВПГ месторождения Павлова Гора (Зап. залив 1 майкопского горизонта):

На каждом из опытных участков было принято пятиточечное расположение скважин (рис. 3) (в центре четырехугольника, образованного добывающими скважинами, располагается нагнетательная скважина, в призабойной зоне пласта которой должен создаваться движущийся фронт горения). Такая схема воздействия внутрипластовым горением, которую можно назвать в общем очаговой, обеспечивает более быстрое получение результатов от проводимого эксперимента по сравнению, например, с линейной схемой воздействия.

По данным предварительного электромоделирования на интеграторе ЭИ-12 потоков жидкости и газа в пределах первого опытного участка четыре наблюдательные скважины размещены на различных расстояниях от нагнетательной. В направлении наиболее быстрого движения фронта горения (к скв. 832 и 807) наблюдательная скважина удалена на большее расстояние от нагнетательной, а в направлении меньших ожидаемых скоростей движения фронта горения (к скв. 798 и 831) - на меньшее расстояние.