Разработка нефтяного месторождения Павлова Гора

Два участка на залежи были выбраны исходя из того, что на одном из них (первом - в районе скв. 804) следует изучать технологию внутрипластового горения в наиболее благоприятных геологических условиях (при максимальной эффективной толщине и проницаемости пласта), а на другом (втором - в районе скв. 826) - в менее благоприятных условиях. Поскольку работы на втором участке проводили спустя примерно год после начала работ на первом участке, расположение второго участка было уточнено в 1967 г. с учетом накопленного опыта для решения следующих вопросов.

1. Одна из добывающих и одна из наблюдательных скважин, (скв. 803 и 828) контролируют возможность перемещения фронта горения в пласте толщиной 2 - 3 м. Эта толщина пласта по результатам теоретических исследований и промысловых опытов считается предельной для продвижения фронта горения при любых условиях. При такой толщине пласта вследствие резко возрастающих удельных потерь тепла в его кровлю и подошву процесс горения может прекратиться даже в случае максимально достижимых плотностей потока воздуха на расстоянии 80 м и более от нагнетательной скважины.

2. На втором участке в качестве добывающих скважин используют только существующие (старые) скважины. Изучение возможности использования старого фонда скважин вообще перспективно при широком развитии метода внутрипластового горения. Опыт работ на первом участке показал, что в условиях рыхлого коллектора освоение новых добывающих скважин, не оборудованных противопесочными забойными фильтрами, затруднительно (является трудоемким и длительным). Использование старых скважин на втором участке (скв. 802, 803, 807 и 808) до некоторой степени: устраняет это затруднение при осуществлении опытных работ.

Для создания внутрипластового фронта горения в призабойной зоне пласта нагнетательных скважин предусматривали искусственный способ - закачку в пласт в течение определенного времени горячих газообразных продуктов горения (при температуре 450 - 500°С под действием избыточного воздуха), получаемых с помощью забойной газовой горелки.

В технологической схеме и в программе опытных работ указывалось также на возможность создания внутрипластового фронта горения за счет низкотемпературных реакций окисления нефти при пробной закачке воздуха в нагнетательные скважины. Для контроля за ходом окислительных процессов в пласте рекомендовалось проведение анализов добываемого газа на содержание О2, СО2 и СО.

Если ориентироваться на газ с теплотворной способностью 7580 ккал/м3 и подавать в пласт 10 - 15 м3/ч газа, 70 - 80 м3/ч воздуха на горение и 10 - 20 м3/ч воздуха на охлаждение (температура отходящих газов будет около 500о С), то через 4 сут на втором опытном участке произойдет воспламенение нефти в радиусе пласта до 0,8 м.

После создания фронта горения обоснованы величины максимальной (в начале процесса горения) и минимальной скоростей движения фронта (в заключительной стадии процесса). Максимальная скорость для достижения лучшего охвата пласта горением по мощности принята равной 0,6 м/сут.

Согласно теоретическим расчетам, минимально допустимая скорость движения фронта горения зависит в основном от толщины пласта и содержания топлива в нефтенасыщенной породе. С уменьшением толщины пласта и содержания топлива в породе возрастает минимальная скорость фронта горения.

Для условий первого опытного участка месторождения Павлова Гора (минимальная эффективная толщина пласта равна 6 м) и второго опытного участка (минимальная толщина пласта равна 3 м) при содержании топлива в породе 28 кг/м3 минимальные скорости перемещения фронта горения (для температуры фронта горения 260°С) по участкам соответственно составляют 0,016 и 0,037 м/сут. Эти пределы должны обеспечиваться закачкой в пласт воздуха при заключительной стадии процесса горения на каждом из участков.

Для определения экономической эффективности процесса внутрипластового горения на залежи месторождения Павлова Гора выбирались следующие показатели: добыча нефти, капитальные вложения, себестоимость добычи нефти и приведенные затраты.

Процесс начат в конце ноября 1966 г., когда из залежи нефти Западного залива I горизонта месторождения Павлова Гора было добыто с начала разработки 23,65 тыс. т нефти, а текущая нефтеотдача составляла 10,3%.

В табл. 2 приводятся данные о фактической и расчетной (при эксплуатации без воздействия на пласт) добыче нефти из Западного залива I горизонта месторождения Павлова Гора с декабря 1966 г. по март 1978 г. Определена также дополнительная добыча нефти за счет внутрипластового горения.

До осуществления процесса из залежи Западного залива I горизонта месторождения Павлова Гора было добыто 23,65 тыс. т нефти; до момента его прекращения (в сентябре 1978 г.) текущая нефтеотдача в целом по залежи составила 31%. Следовательно, в результате применения внутрипластового горения получен прирост нефтеотдачи 17,7%. С начала разработки залежи 57% всей добытой из нее нефти и 86% нефти, добытой за период осуществления процесса, получены в результате осуществления внутрипластового горения.

Дополнительные капитальные вложения на месторождении Павлова Гора, затраченные на реализацию процесса, составили 759 тыс. руб. (в том числе стоимость скважин 422,1 тыс. руб.). Удельные капитальные вложения на 1 т среднегодовой добычи нефти изменялись с начала разработки объекта с внутрипластовым горением от 105 до 175 руб/т и были примерно в 2 раза ниже, чем при разработке без воздействия на пласт.

Таблица 2

Год	Текущая добыча нефти, тыс. т	Дополнительная добыча нефти (за счет внутрипластового горения), тыс. т
	фактическая	расчетная (без воздействия)	за год	всего
	за год	всего
Декабрь 1966 1967 1968 1969 1970 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 За 9 мес. 1978	0,24 4,60 5,39 5,08 4,66 3,18 3,00 3,59 3,99 3,71 4,06 4,27 1,79	0,24 4,84 10,23 15,37 19,97 23,15 26,15 29,74 33,73 37,44 41,50 45,77 47,56	0,12 1,30 1,08 0,90 0,74 0,61 0,50 0,41 0,34 0,28 0,21 0,19 0,12	0,12 3,30 4,31 4,18 3,92 2,57 2,50 3,18 3,65 3,43 3,85 4,08 1,67	0,12 3,42 7,73 11,91 15,83 18,40 20,90 24,08 27,73 31,16 35,01 39,09 40,76
Итого за все время процесса	47,56	--	6,80	40,76	--

Общий экономический эффект за период 1967 - 1978 гг. составил 839,6 тыс. руб. Срок окупаемости дополнительных капиталовложений на месторождении Павлова Гора составил 2,2 года.

В результате проведения внутрипластового горения на месторождении Павлова Гора почти в течение 12 лет добыча нефти увеличилась почти в 7 раз по сравнению с добычей при разработке залежи на истощение.

В целом по технико-экономическим показателям применяемый на месторождении Павлова Гора процесс увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти был, несомненно, эффективным.

3. ПРАКТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Расчет промышленного процесса внутрипластового горения

Рассчитать основные показатели разработки пятискважинного элемента пласта (четыре эксплуатационных и одна нагнетательная скважина в центре) методом создания внутрипластового движущегося очага горения, если эффективная мощность пласта hэ = 6 м; пористость т = 0,28; температура пласта Тпл = 294 К; плотность нефти pн = 945 кг/м3; плотность воды рв = 1000 кг/м3; нефтенасыщенность Sн = 0,72; водонасыщенность SB = 0,23; расстояние между нагнетательной и эксплуатационными скважинами а = 300 м; абсолютное давление на забое эксплуатационных скважин рэ = 0,8 МПа; абсолютное давление нагнетания (равное примерно горному давлению) рн = 20 МПа; радиусы нагнетательной и эксплуатационных скважин rс = 0,084 м (168-мм обсадная колонна); эффективная проницаемость пласта для воздуха (окислителя) kэ = 0,176*10-6 м2 (176 мД); динамическая вязкость воздуха при пластовой температуре µ = 0,018 мПа*с; радиус фронта горения в конце первого периода r'ср = 50 м. Кроме того, по данным лабораторных экспериментов имеем: количество коксового остатка (расход топлива) g = 25,2 кг/м3; удельный расход окислителя Vост = 12 м3/кг; отношение количества водорода к кислороду в коксовом остатке п = 1,2; удельная теплота сгорания нефти QH = 41,9 МДж/кг (10 Мкал/кг), а газообразных продуктов Qг = 1,257 МДж/м3 (300 ккал/м3). Принимаем коэффициент охвата пласта фронтом горения по мощности бh = 0,9; коэффициент нефтеотдачи для участков пласта, не охваченных фронтом горения, л = 0,4.

Определим объем воздуха, необходимый для выработки единицы объема пласта

Vn = gVост = 25,2*12 = 302 м3/м3.

Находим предельный темп нагнетания воздуха

где все величины известны. Подставляя их, получим

По рис. 4 находим минимальную скорость перемещения фронта горения (с учетом ah = 0,9) щф.м. = 0,025 м/сут.

Рисунок 4 Концентрация топлива g, кг/м3: 1 - 32; 2 - 24; 3 - 20; 4 - 19,2; 5 - 18,4

Зависимость минимальной скорости перемещения фронта горения от мощности пласта при Т = 533К.

Определяем скорость движения фронта горения в конце первого периода процесса



Так как полученное значение щфщ>3щфщ то принятая величина r'ф = 50 м остается в силе.

Находим значение параметра iб

По рис. 5 определяем коэффициент охвата пласта фронтом горения по площади % (на момент подхода фронта горения к эксплуатационным скважинам). В зависимости от полученного параметра ia имеем as = 0,53.

Рисунок 5 График для определения коэффициента охвата пласта горением

Для определения коэффициента нефтеотдачи предварительно вычислим значения коэффициентов So и Sт.х.

S0=g/pнm=25,2/945*0,28=0,095;

Коэффициент нефтеотдачи на участке, охваченном фронтом горения, вычисляем по формуле

Коэффициент нефтеотдачи для всего участка

з=бhбsз'+л(1-бhбs)=0,9*0,53*0,821+0,4(1-0,9*0,53)=0,6

Длительность первого периода разработки находим по формуле

ф'=r'ф/щфщ=50/0,1=500 сут

Количество закачанного за этот период воздуха

V'т=1/2Vт.пр.ф'=1/2*57*103*500=14,25*106м3

Количество полученной смеси, состоящей в основном из азота и паров воды, определяем по формуле

где pN2 - плотность азота; п - отношение водорода к углероду в коксовом остатке; д - отношение поданного объема воды к, объему поданного воздуха в долях единицы; у - коэффициент использования воздуха.

В данной задаче pN2 = 1,36 кг/м3; п = 1,2; д = 2*10-3; у = 0,9.



Массовые доли азота и паров воды в смеси определяются по формулам:

;

=0,675

С учетом плотности водяного пара рH2O = 0,804 кг/м3 определим плотность смеси по формуле

Удельную теплоемкость смеси определяем по формуле

где CN2 - удельная теплоемкость азота; I'' - удельная энтальпия насыщенного пара; t - разность между температурой пара и пластовой температурой. Принимаем CN2 = 0,96 кДж/(кг*К);I'' = 2782 кДж/кг; t = 173 К.

Радиус фронта горения при прорыве оторочки горячих жидких продуктов в эксплуатационные скважины находим по формуле

где rо - радиус оторочки при прорыве горячих жидких продуктов в эксплуатационные скважины; Cпр, pпр - соответственно удельная теплоемкость и плотность смеси в газообразном состоянии; Gr - суммарное количество поданного воздуха; спл, рпл - соответственно удельная теплоемкость и плотность пласта, насыщенного водой. Эти величины равны: rо = 300 м; рпр = 0,925 кг/м3; Gr = 18,4*106 м3; спл - 253 кДж/(кг*К); рпл = 4,95 кг/м3.

=118,2м

Пользуясь вспомогательным графиком зависимости выжженной площади Sr от радиуса фронта горения rф (рис. 6), находим Sr = 3,1*104м2.

Объем выжженной зоны составит

Vr=Sгбhhэ=3,1*104*0,9*6=163*103м3

Рисунок 6. Зависимость выжженной площади от радиуса фронта горения

Суммарное количество воздуха, необходимое для выжигания этого объема

Vт=VпVг*1/y=302*163*103*1/0,9=54,7*106м3

Время, необходимое для выжигания полученного объема пласта

Объем извлекаемой нефти определяется по формуле

Vи.н.=2a2hэmSнз=2*3002*6*0,28*0,72*0,6=131*103м3

Среднее количество воздуха, затраченное на извлечение 1 м3 нефти, равно

Vвоз=Vт/Vи.н.=54,7*106/131*103=416м3/м3

Средний дебит нефти одной эксплуатационной скважины равен

Qн.ср.=Vи.н./4ф=131*103/4*1208=27,1м3/сут

Средний газовый фактор в случае, если количество полученного газа равно количеству закачанного воздуха, составит

Gср=Vт/4фQн.ср.=54,4*106/4*1208*27,1=416м3/м3

4 ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ

В XX п. добыча нефти и использование нефтепродуктов в народном хозяйстве являются серьезными причинами ухудшения условий окружающей среды. Воздушный бассейн во многих местах земного шара загрязняется окислами серы, окисью углерода, углекислым газом и углеводородами. В водоемы и реки часто поступают нефть, отходы, нефтепродуктов и других производств.

Разработка залежей нефти с применением метода внутрипластового горения является специфическим процессом. В процессе горения образуется значительное количество углекислого газа и происходит вытеснение им нефти. Кроме того, углекислый газ вместе с нефтью и водой образует пену, которая ускоряет вытеснение. При горении образуются также поверхностно-активные вещества, альдегиды, кетоны, спирты, что может обусловить проявление механизма вытеснения нефти эмульсиями. Понятно, что все эти процессы и образующиеся вещества потенциально опасны для окружающей среды, воздуха, воды и почвы. Это означает, что метод сверхвлажного горения является наиболее типичным среди методов повышения нефтедобычи пластов с точки зрения их опасности для загрязнения окружающей среды.

Учитывая, что диапазон температур в зоне горения изменяется в пределах от 350 - 1000 °С, можно ожидать плавления, спекания, коренного изменения состава, структуры и свойств окружающих пород. Возможно термогенное проседание поверхности земли, зданий и сооружений.

Пиролиз и горение нефти сопровождается образованием активных центров (активные молекулы, атомы, свободные радикалы), количество которых лавинообразно нарастает. Реакция протекает с высокими скоростями через стадии образования промежуточных продуктов. Одним из активных промежуточных соединений считают ацетилен. При горении углеводородов он способствует образованию окиси углерода, фенола, формальдегида, бензопирена и др.

Реакция может сопровождаться следующими превращениями: образованием новых радикалов или атомов при взаимодействии свободного радикала или атома с молекулой исходного вещества, взаимодействием двух свободных радикалов или свободного радикала с молекулой, сопровождающимся образованием конечного или промежуточного продукта реакции.

Одновременно могут протекать реакции изомеризации, полимеризации, мономолекулярного распада.

Таким образом, при влажном и сверхвлажном внутрипластовом горении могут образовываться: газообразные парафиновые углеводороды, серный ангидрид SO3, сернистый ангидрид SO2, аэрозоль серной кислоты, сероводород H2S, хлористый водород НСl, окись углерода СО, двуокись углерода СО2, фенол С6Н2ОН, формальдегид Н2СО и бензопирен C20H12.

Образующиеся при горении компоненты в пласте взаимодействуют с нефтью, водой, породами, составляющими пласт. При этом наиболее характерны растворение, химические превращения и сорбционные процессы. Сорбция образующихся вредных примесей возможна различными породами, в том числе карбонатными и песчаниками. Сорбционные процессы могут привести к длительному загрязнению недр. Особенно опасно образование серосодержащих газов для карбонатных пород. Сернистый и серный ангидрид при реакции с водой образуют серную кислоту.

Таблица 3

Вещества	Класс опасности	Предельно допустимая концентрация (ПДК), мг/м3
		в населенных пунктах max разовая	среднесуточная	в рабочей зоне ежедневно (при 8-часовом рабочем дне)	агрегатное состояние
Бензопирен Сероводород Серный ангидрид Сернистый ангидрит Окись углерода Фенол Формальдегид	1 2 2 3 4 3 2	- 0,008 0,3 0,5 3 0,1 0,035	0,000001 0,008 0,1 0,05 1 0,01 0,012	0,00015 10 1,0 10 20 5 0,5	Аэрозоль Газ Газ Газ Газ Аэрозоль Газ

Возможно некоторое разрушение карбонатных пород за счет вымывания водой сульфата кальция.

Несмотря на поглощение загрязнителей коллекторами, нефтью, водой из-за обратимости химических реакций, процессов растворения и выделения из растворов, сорбции и десорбции, возможен выброс на поверхность образующихся в процессе горения нефти вредных веществ (табл. 3).

Кардинальным решением вопроса утилизации газообразных продуктов, добываемых из залежей нефти при осуществлении внутрипластового горения, может быть обратная закачка их и пласт данной или другой залежи с целью интенсификации добычи нефти. При этом может быть достигнуто увеличение нефтеотдачи пластов. Однако продукты внутрипластового горения характеризуются высокой коррозионной активностью, в связи с чем при закачке их в пласты следует применять комплекс наземного и внутрискважинного оборудования в антикоррозионном исполнении или специальные ингибиторы коррозии. Последнее существенно затрудняет процесс обратной закачки в пласты газообразных продуктов.

Поскольку токсичность добываемых газов горения не позволяет выбрасывать их в атмосферу, а низкая теплотворная способность газов - сжигать их в факелах, обычно используют один из двух способов переработки добываемых газов: сжигание газов в специальных печах или в факелах с добавлением попутного или природного углеводородного газа и извлечение токсичных компонентов из добываемого газа специальными поглотителями на установках с последующим выбросом очищенного газа в атмосферу.

Первый способ успешно применялся в течение 12 лет на месторождении Павлова Гора. При наличии серы в нефти, например на Боровском месторождении, и разложении ее в пласте при горении с выделением токсичных сернистых газов (SО2 и SО3) было предложено поглощать их из газов горения на поверхности противоточным потоком воды в специальной установке-колонне. В США применяют наземные установки для улавливания из газов горения поглотителями таких компонентов, как СО, Н2S и др.

На установках по внутрипластовому горению необходимо предусматривать защиту обслуживающего персонала от действия продуктов горения, содержащих СО2, СО, Н2S и др.

Увеличение содержания СО2 в воздухе неблагоприятно влияет на здоровье человека. Так, при содержании в воздухе 60 г/м3 СО2 нарушается дыхание, при 100 - 200 г/м3 наступает обморок и при 600 г/м3 - смерть. Предельно допустимое содержание СО2 в помещении составляет 2 - 10 г/м3.

Более опасно для человека наличие СО в воздухе. При содержании в воздухе 1,6 г/м3 через 1 ч наступает тяжелое отравление, а при 5 г/м3 - смерть. Хотя содержание СО, равное 0.125 г/м3, в воздухе в течение нескольких часов безопасно для человека, но ежедневное длительное пребывание и работа в этой среде приводят к хроническому отравлению. Кроме того, смесь СО с воздухом может быть взрывоопасной. Нижний предел взрываемости этой смеси равен 13 - 16% СО, а верхний - 75%. По правилам безопасности для горных работ содержание СО в воздухе не должно быть выше 0,02 г/м3.

Сероводород (H2S) действует раздражающе на слизистую оболочку глаз и дыхательных путей, а также на нервную систему. При содержании в воздухе 1 г/м3 Н2S через 1 ч наступает тяжелое отравление, а при 2 г/м3 - потеря сознания и смерть. Содержание Н2S в воздухе у рабочих мест не должно быть выше 0,01 г/м3. При содержании 0,1% Н2S в воздухе смесь является горючей, а при 6% - взрывоопасной.

Для контроля за безопасным содержанием СО, SО2 и Н2S в воздухе закрытых помещений и у скважин рекомендуется применять портативные газоанализаторы типа ГХ, обычно используемые для контроля за атмосферой в угольных и сланцевых шахтах.

В местах, где возможно накопление токсичных газов на открытом воздухе, контроль за их содержанием в атмосфере следует проводить не реже одного раза в сутки, а в закрытых помещениях - не реже одного раза в смену. В емкостях, колодцах, траншеях и других аналогичных местах контроль за содержанием токсичных газов необходим каждый раз перед началом работ.

Доступ обслуживающего персонала к скважинам, на которых производят открытие устья, разрешается только через 10 - 15 мин. после выпуска сжатого газа из скважины в атмосферу.

У устья скважин при содержании в продукции токсичных газов, если невозможно избежать контакта с выходящей струей газа, следует проводить ремонтные работы в шланговом противогазе. Воздух в шланговые противогазы забирают из места, расположенного от зоны возможного присутствия токсичных газов на 10 - 15 м. Срок единовременного пребывания рабочего в шланговом противогазе не должен превышать 15 мин при содержании в воздухе только СО и 10 мин при содержании в воздухе сернистого газа. После этого необходим отдых на свежем воздухе в течение 15 мин. При продолжительности работы в зоне токсичных газов с повышенной концентрацией в течение более 15 мин необходимо обеспечить постоянный квалифицированный контроль техническими руководителями за проведением работ.

Для улучшения условий эксплуатации скважин, добывающих высоковязкую нефть при внутрипластовом горении, может быть применен способ забойной деэмульсации. Он предусматривает непрерывную или периодическую закачку в затрубное пространство скважин поверхностно-активных веществ (ПАВ). При смешивании ПАВ с водой водонефтяная эмульсия превращается в маловязкую нефтеводяную эмульсию. Нефть разбивается на капли, а вода образует непрерывную фазу, окружающую капли нефти. Для обеспечения лучшего влияния ПАВ на деэмульсацию необходимо, чтобы содержание воды на забое скважины было не менее 10%.

Предотвращение или уменьшение влияния коррозии подземного оборудования скважин и наземного (в системе сбора и подготовки нефти и газа) достигается путем подачи ингибиторов коррозии в затрубное пространство скважин. При недостаточном эффекте от применения ингибиторов периодически заменяют подземное оборудование скважин (глубннонасосные и насосно-компрессорные трубы) новым.

Опыт показывает, что на некоторых участках внутрипластового горения (месторождений Саус Белридж, Мнлоннс и Суплакул-де-Баркэу) около 60% всей добычи нефти при осуществлении процесса было получено после прорыва к добывающим скважинам фронтов конденсации или горения. Это обусловливает необходимость обеспечения деэмульсации и системе сбора и подготовки нефти, воды и газа.

Предотвращения выноса породы из пластов добывающими скважинами при внутрипластовом горении на залежах с высоковязкой нефтью и охраны недр достигают либо путем крепления призабойных зон пластов коксованием (по опыту этого мероприятия на месторождении Павлова Гора), либо путем оборудования забоев скважин гравийными или щелевыми фильтрами (но опыту некоторых объектов в США).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проблеме увеличения степени извлечения нефти из недр, являющейся в последние 20 - 25 лет одной из важнейших задач нефтедобывающей промышленности мира, уделяется большое внимание научно-исследовательских институтов, а также правительства нашей страны.

Эффективным средством решения указанной задачи применительно к залежам в основном высоковязкой нефти служит метод внутрипластового горения.

Масштабы применения в будущем будут сдерживаться в основном сложностью его технической реализации, а также техническими трудностями обеспечения безопасности и управления охвата пласта процессом.

Эффективность и управляемость метода внутрипластового горения можно существенно повысить, добавляя к нагнетаемой водовоздушной смеси определенные агенты, катализаторы, добавочное топливо (жидкое или газообразное), изменяя режим и системы нагнетания рабочих агентов (воды и воздуха) в пласт (циклическое воздействие) с целью сокращения удельного расхода воздуха и повышения теплового воздействия на пласт.

При повышенных водовоздушных отношениях метод влажного горения переходит в другие модификации внутрипластового горения с заводнением. Фронт горения может прекратить существование, а закачиваемый кислород воздуха будет поступать в зону насыщенного пара, вступать в экзотермические реакции с нефтью и поддерживать так называемое сверхвлажное горение

Важным направлением совершенствования технологии внутрипластового горения представляется также его сочетание с другими методами увеличения нефтеотдачи пластов. Поэтому в будущем метод внутрипластового горения будет развиваться в этих направлениях.

По результатам же проводимых на месторождениях работ с применением ВПГ можно сказать, что на большинстве из них было извлечено полное расчетное количество нефти. Эти результаты были достигнуты после тщательно выполненных расчетов и детального изучения всех факторов, влияющих на применение ВПГ.

В работе все эти факторы детально представлены и описаны.

Размещено на Allbest.ru