Внутрипластовое горение

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования РФ

Тюменский государственный нефтегазовый университет

Сургутский институт нефти и газа

Кафедра общетехнических дисциплин

Курсовая работа по физике пласта

Тема:

Внутрипластовое горение

Выполнил студент группы НР-2000

Мандругин Дмитрий Владимирович

Руководитель проекта Байрашев К.А.

Сургут, 2003



ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. Разработка месторождений с применением внутрипластового горения

1.1 Особенности внутрипластового горения как термохимического способа разработки

1.2 Сухое и влажное внутрипластовое горение

1.3 Подбор месторождений для разработки с применением внутрипластового горения. Влияние геометрии и плотности сетки скважин на эффективность процесса ВГ

1.4 Способы инициирования процесса внутрипластового горения

2. Оборудование и устройства, применяемые при внутрипластовом горении

2.1 Оборудование, применяемое для инициирования горения нефтеносного пласта

2.2 Метод выбора оборудования для нагнетания окислителя в пласт

2.3 Конструкция устья и забоя скважины

3. Некоторые вопросы окисления и тепломассообмена в нефтяном пласте

3.1 Внутрипластовое горение

3.2 Скорость химической реакции и энергия активации

4. Опытно-промышленная разработка месторождений с применением внутрипластового горения

4.1 Результаты применения внутрипластового горения в однородном пласте на залежи нефти Павлова Гора

4.2 Оборудование, применяемое при внутрипластовом горении, и технология этого процесса на залежи Павлова Гора

4.3 Опытно-промышленные и исследовательские работы, проводимые на залежи нефти Павлова Гора

4.4 Освоение скважины

4.5 Внутрипластовое горение в условиях одновременного залегания макро- и микропористого коллекторов месторождения Зыбза-Глубокий Яр

5. Контроль за процессом внутрипластового горения. Способы регулирования процесса ВГ

6. Охрана окружающей среды

ВЫВОДЫ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ



ВВЕДЕНИЕ

Увеличение нефтеотдачи пластов всегда является одной из актуальнейших проблем нефтедобывающей промышленности во всём мире. Это связано с тем, что ресурсы нефти в земной коре не безграничны, а значение нефти в жизни человечества как топлива и как сырья в нефтехимическом синтезе огромно.

В Российской Федерации огромное количество нефтяных залежей находится в Западной Сибири. При добыче нефтяного сырья на этих залежах для повышения нефтеотдачи используется лишь метод искусственного заводнения. Причём, по мнению специалистов, преобладающая роль заводнения, как метода воздействия на нефтяные пласты при разработке месторождений, существовала в прошлом и будет сохраняться в будущем. Но несмотря на эффективность данного метода, он не даёт таких результатов, которые необходимы для всё возрастающей потребности промышленного хозяйства в нефтяном сырье. Существуют два пути решения этой проблемы - либо разрабатывать как можно больше месторождений и искать всё новые и новые залежи нефти, либо создавать такие методы повышения нефтеотдачи пластов, которые позволят добывать как можно большее количество нефти (до 70-80%).

Поэтому особая роль в решении данной задачи принадлежит тепловым методам, а именно внутрипластовому горению, которое позволяет добыть, при правильном его использовании, до 70% от начальных запасов нефти.

Отечественная и зарубежная практика разработки нефтяных месторождений показывает, что в залежах с высоковязкими нефтями добывается до 15-20% от первоначальных запасов. Если же применять метод внутрипластового горения, то это позволит добывать до 60% и более нефти.

Начиная с 50-х годов XX века в СССР и за рубежом активизировались лабораторные и теоретические исследования механизма нефтеотдачи пластов при внутрипластовом горении и связанных с ним явлений тепло- и массопереноса. Эти исследования способствовали не только более обоснованной организации опытно-промышленных работ, но и более, но и более глубокому анализу получаемых в процессе их выполнения результатов.



1. Разработка месторождений с применением внутрипластового горения

1.1 Особенности внутрипластового горения как термохимического способа разработки

Термический способ добычи нефти с применением внутрипластового горения предназначен для воздействия на пласт в целом. Приоритет в предложении и реализации этого способа принадлежит Советскому Союзу.

Сущность этого процесса заключается в следующем. Первоначально в призабойной зоне зажигательной скважины создают условия, необходимые для инициирования и образования устойчивого фронта горения. Для этой операции используют забойные топливные горелки, электрические нагреватели, химические реагенты и т.п. После образования фронта горения в пласт с поверхности нагнетают окислитель (воздух, кислород -- обогащенный воздух или кислородсодержащую газовую смесь и т.п.) в количестве, необходимом для поддержания термохимической реакции и перемещения фронта горения по пласту. При этом часть пластовой нефти (до 15%) сгорает, а выделяющееся тепло, воздействуя на пласт, способствует вытеснению нефти из пласта. Продукты процесса (нефть, газы горения, углеводородные газы, вода) извлекаются через эксплуатационные скважины.

Прямоточный и противоточный процессы ВГ.

Различают два основных варианта внутрипластового горения -- прямоточный и противоточный.

Прямоточный процесс внутрипластового горения 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.

Между забоем нагнетательной скважины и фронтом горения размещается выжженная зона. При нормальном течении процесса в ней остаётся сухая, свободная от каких-либо примесей порода пласта. У кровли и подошвы пласта в данной зоне после прохождения фронта горения должна быть остаточная нефтенасыщенность, т.к. горение в этих частях невозможно в связи с уменьшением температуры ниже температуры воспламенения топлива. Из прикровельной и приподошвенной частей пласта нефть вытесняется только горячими газообразными продуктами горения. Зона фронта горения имеет сравнительно малые поперечные размеры и не доходит до кровли и подошвы пласта.

Непосредственно перед фронтом горения в поровом пространстве породы пласта при воздействии высокой температуры из нефти образуется топливо, имеющее вид твёрдого коксоподобного остатка. Более лёгкие фракции нефти в этой узкой зоне испаряются и уносятся горячими газами горения вглубь пласта. Впереди зоны коксообразования находится зона испарения лёгких фракций нефти и воды при температуре, более низкой, чем на фронта горения.

В зоне испарения в порах породы остаётся, кроме паров воды и нефти, только материал для образования топлива. Далее формируется сравнительно широкая зона конденсации, 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 в зоне конденсации 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.

Эта вода находится в парообразном и жидком состоянии в зонах испарения, конденсации и частично в примыкающей к последней зоне горячей воды, температура в которой ниже температуры кипения жидкостей. В совокупности зоны коксообразования, конденсации и горячей воды 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 зонах нефть частично вытесняется при повышенных температурах. Впереди находится зона начальной пластовой температуры. В этой зоне фильтруется нефть и газообразные продукты горения, причём последние не полностью вытесняют нефть из этой зоны пласта (в связи с его неоднородностью и фильтрацией газов к системе скважин).

Распределение температуры следующее: в выжженной зоне температура ниже её величины на фронте горения. Температура на фронте по мере его перемещения уменьшается, это связано с потерями тепла из продуктивного пласта в окружающие его породы. Температура в зоне горения колеблется в диапазоне 350-650^оС. Температура в зоне испарения ниже температуры на фронте горения из-за теплообмена между горячим потоком паров воды, нефти и газов горения с более холодным пластом. Температура в зоне конденсации сравнительно стабильна по радиусу пласта, здесь температура почти линейно несколько снижается по направлению от фронта горения к добывающим скважинам. Сравнительно резкое снижение температуры в зоне горячей воды связано с теплообменом между горячей жидкостью и сравнительно холодным пластом при температурах ниже кипения.

При противоточном варианте фронт горения создаётся в призабойной зоне пласта у добывающих скважин и движется в направлении от добывающих к нагнетательным скважинам. Этот метод был разработан для эксплуатации залежей с очень тяжёлой высоковязкой нефтью. На период создания фронта горения и некоторого его перемещения по пласту добывающие скважины используют для закачки воздуха, а затем закачку воздуха переносят в нагнетательные скважины.

Воздух, проходя фронт горения, поддерживает процесс горения. Газы горения фильтруются между фронтом горения и добывающими скважинами, 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, причём наряду с тяжёлыми фракциями потребляется некоторая часть лёгких и средних фракций.

От нагнетательной скважины до фронта горения прослеживается как зона начальной пластовой температуры, так и зона окисления. В этой зоне наблюдаются следующие явления: испарение воды, изначально присутствовавшей в месторождении; разгонка лёгких фракций нефти и окислительный крекинг ряда углеводородов. В связи с фильтрацией воздуха в первых двух зонах процесс может осложниться в связи с самовоспламенением нефти у нагнетательных скважин (тяжёлые нефти могут самовоспламениться при температуре 65,6^оС за 5-40 суток, а при температуре 93,3^оС - менее, чем за 10 суток). Далее идёт зона горения, где температура достигает своего максимального значения; в этой зоне в реакциях окисления потребляется весь кислород, не использованный в ранее рассмотренных зонах.

Несгоревший кокс остаётся осаждённым на коллекторе, жидкости и газы выталкиваются к дальним границам зоны нагретого пласта, где прошёл фронт горения.

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 противоточном горении в два раза превышает расход воздуха при прямоточном горении. Нефтеотдача при противоточном процессе внутрипластового горения меньше, чем при прямоточном горении.

1.2 Сухое и влажное внутрипластовое горение

Внутрипластовое горение, осуществляемое путём нагнетания в пласт только воздуха называется сухим внутрипластовым горением. Рассмотрим распределение температуры при прямоточном сухом внутрипластовом горении. Максимальная температура соответствует фронту горения. Кроме фронта горения кривая распределения температуры имеет фронт конвекции (связан с конвекционным переносом тепла), идущий до фронта горения. На кривой он показан в виде излома.

Скорости перемещения этих фронтов зависят от разных факторов и поэтому они неодинаковы. В прямолинейном случае скорость перемещения фронта горения определяется по формуле:

,

где - расход воздуха в прямолинейный элемент пласта шириной b и толщиной, охваченной процессом горения, h.

Для скорости фронта тепловой конвекции при сухом внутрипластовом горении можно написать формулу:

где с_воз - массовая теплоёмкость воздуха.

Для фронта горения имеем:

,

где - скорость фильтрации воздуха.

Для анализа движения фронта горения и конвекции принимается, что воздух - идеальный газ. Условно считается, что температура позади фронта конвекции равна пластовой. С учётом этих допущений имеем:

Здесь и - плотность воздуха соответсвенно при стандартных условиях и условиях.

Рассмотрим отношение скорости фронта горения к скорости фронта конвекции:

Данную формулу можно упростить, учитывая незначительность первого члена в числителе по сравнению со вторым. Используя наиболее характерные значения входящих в формулу величин, получим:

,

Тогда

Принимая R_воз = 308 м³/м³, получим

Т.о., скорость движения в пласте фронта сухого горения почти в 7 раз превышает скорость фронта конвекции. Это означает, что тепло генерируемое в зоне горения, остаётся позади фронта горения, бесполезно уходя в породы кровли и подошвы пласта. Тепло эффективно используется в том случае, если оно переносится в область, расположенную перед фронтом горения.

Добиться этого можно, увеличив теплоёмкости движущихся в пласте веществ, при добавлении небольшого количества воды к нагнетаемому в пласт воздуху. Данный процесс будет называться влажным внутрипластовым горением.

Формула для скорости движения фронта конвекции примет вид:

,

где s - водонасыщенность.

Скорость фронта горения определяется так же. Принимая те же допущения, что и для сухого горения, и пренебрегая конвективным теплопереносом за счёт воздуха в случае влажного горения, получим при водовоздушном отношении 0,003 (3 м³ воды на 1000 м³ воздуха)

Следовательно фронт конвекции опережает фронт горения.

Рассмотрим распределение температур при влажном горении: также существует пиковая температура фронта горения. За этой температурой расположена зона со сравнительно мало меняющейся температурой. Эта область называется паровым плато, т.к. она насыщена, помимо продуктов горения, водяным паром. Впереди фронта конвекции образуется нефтяной вал.

С увеличением водовоздушного отношения область, где происходит окислительная реакция, расширяется. При этом влажное горение переходит в так называемое сверхвлажное. Если водовоздушное отношение увеличивать кокс может не полностью выгореть, температура в зоне окислительной реакции снизится и горение перейдёт сначала в окислительную реакцию с образованием окислов углеводородов и органических кислот, а затем может совсем прекратиться.

Температура при перемещении фронта горения определяет механизм теплопередачи и вытеснения нефти. В зонах пара и горячей воды преобладает механизм вытеснения нефти паром и горячей водой, в зоне легких углеводородов -- вытеснение смешивающихся жидкостей, а в зоне, не охваченной тепловым воздействием -- вытеснение нефти газами при пластовой температуре.

Таким образом, в процессе вытеснения нефти при воздействии фронта внутрипластового горения одновременно применяют почти все известные методы воздействия на нефтяной пласт для интенсификации добычи нефти.

Материальный баланс процесса внутрипластового горения по нефти можно представить в виде:

Q_н = Q_нп + Q_ко + Q_нтх

Где Q_н -- содержание нефти в пласте до начала процесса;

Q_нп -- количество нефти, добытой в результате процесса;

Q_ко -- количество нефти (коксового остатка), израсходованной на поддержание горения;

Q_нтх -- количество углеводородного газа, образовавшегося при процессе.

Расчетную формулу для определения коэффициента нефтеотдачи при внутрипластовом горении можно представить в виде:

где S₀ -- коксовый остаток доли объема пор пласта;

S_тх -- содержание углеводородного газа (доли объема пор пласта), выраженное через эквивалентное количество исходной нефти;

S_н -- исходная перенасыщенность (доли единицы).

Здесь -- отношение массы коксового остатка к массе пород пласта; р_ск и р_н -- плотность пород пласта и исходной нефти соответственно, кг/м³; m -- пористость пород пласта, доли единицы.

где -- удельный расход воздуха на единицу массы коксового остатка, м³/кг;

Q_т и Q_н -- теплотворные способности соответственно полученного газа и исходной нефти, ккал/м³ и ккал/кг.

В связи с тем, что фронт горения неполностью охватывает весь объем нефтенасыщенного пласта, коэффициент нефтеотдачи для всего пласта К_сум зависит от коэффициента охвата А_v, и нефтеотдачи К_н для участков n, не охваченных фронтом горения:

К_сум = А_v К_н + n (1 -- А_v).

На количество образующего коксового остатка влияют свойства нефти и пласта (содержание смол, пористости, нефтенасыщенности и т. п.), а также режим процесса (скорость движения, температура фронта горения). Зависимость количества этого остатка от плотности и вязкости нефти, содержания углерода и водородоуглеродного отношения Н/С, полученная для некоторых групп нефтей, приведена в работах А.А. Аббасова.

Как видно, разработка пласта с помощью ВГ более эффективна, чем при вытеснении нефти водой. Особенно целесообразно использовать внутрипластовое горение для месторождений, содержащих тяжелые нефти. Если осуществляется противоточный вариант ВГ, нефтеотдача увеличивается до 50%, а если прямоточный -- до 70% и более [28]. Так как в процессе добычи тяжелых нефтей в порах ненагретой части пласта образуются пробки, окислитель нагнетается под высоким давлением. При неглубоком залегании нефтеносных коллекторов с повышением давления могут образоваться обходные пути для продвижения окислителя.

Применение ВГ позволяет вводить в активную промышленную разработку уже разведанные залежи, содержащие нефть, не извлекаемую из них другими способами.

1.3 Подбор месторождений для разработки с применением внутрипластового горения. Влияние геометрии и плотности сетки скважин на эффективность процесса ВГ

Эффективная реализация процесса внутрипластового горения во многом зависит от правильного подбора нефтяной залежи и всестороннего обоснования признаков, влияющих на успешное и экономичное применение этого способа.

При этом необходимо учитывать глубину залегания и мощность пластов, запасы нефти, обводненность пластов, плотность нефти и ее фракционный состав, пластовое давление, геологическое строение и коллекторские свойства пластов и первоначальную нефтеотдачу, что позволит вести разработку пласта с помощью внутрипластового горения более эффективно. Метод рекомендуется применять для залежей глубиной до 1500 м. Чем меньше глубина залегания, тем ниже основные затраты, связанные с подачей в пласт окислителя.

Для внутрипластового горения наиболее благоприятны продуктивные пласты с мощностью от 3 до 25 м. Остаточная нефтенасыщенность должна составлять не менее 50--60%, а первоначальная обводненность -- не более 40%. Вязкость и плотность нефти могут варьировать в довольно широких пределах: вязкость не менее 5 сП, плотность не ниже 0,82 г/см³.

На основании имеющихся данных разработку месторождения методом ВГ можно осуществлять при пористости пласта 12-43% и более. Пористость пласта существенно влияет на скорость продвижения фронта горения и потребное давление для окислителя.

Целесообразно разрабатывать нефтяной пласт на режиме растворенного газа, однако это не исключает возможности использования других режимов.

Рекомендации по сеткам скважин в зависимости от вязкости нефти:

Сетка скв., га/скв 0,5-0,1, 1-2, 1,5-3

Вязкость нефти, мПа·с более 500, 200-500, 100-200

Но несмотря на данные рекомендации, при тепловом воздействии на месторождении Каражанбас получены следующие данные: участок, где расстояние между скважинами 100 м, оказался менее эффективным, чем участок с расстоянием в 150 м. Это было вызвано тем, что расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами не обеспечило прогрев средне- и малопроницаемых пропластков к моменту подхода к добывающим скважинам.

Геометрия сетки скважин из-за изменчивости пластовых параметров и характеристик флюида не может быть оптимальной для всех случаев. В промысловых условиях наибольшее распространение получили 5-, 7-, 9- и 13-точечные элементы. Рассмотрим влияние этих элементов на процесс выработки запасов нефти с применением процесса ВГ.

Получены опытные данные, что при площади 4га/скв. 7- и 13-точечные элементы имеют преимущество по сравнению с 5- и 9-точечными. Коэффициент вытеснения нефти выше в шестиугольных (7- и 13-точечных), чем в квадратных (5- и 9-точечных) элементах. Время прорыва воздуха для 9-точечного элемента самое короткое из четырёх исследуемых сеток. Это связано с ранним прорывом агента в средние добывающие скважины.

С уменьшением площади на скважину эффективность процесса в шестиугольных элементах улучшилась, а в квадратных - ухудшилась.

Таблица 1

1.4 Способы инициирования процесса внутрипластового горения

Инициирование горения (зажигание нефти в пласте) -- важная и ответственная операция.

Как показал опыт, время, затрачиваемое на создание фронта горения в нефтеносном пласте, различно -- от нескольких суток до десятков суток и более.

В качестве окислителя при инициировании горения используют воздух, кислород и воздух, обогащенный кислородом.

Таблица 2

Результаты исследований, проведенных Стрейнджем

Мощность пласта, м	Плотность нефти, г/см3	Пластовая температура °С	Давление нагнетаемого воздуха до зажигания, кгс/см2	Кол-во нагнетаемого воздуха до зажигания, тыс. м8/сут	Расчетное время для зажигания, сутки
Общая	эффективная
11,28	10,67	0,9799	30,6	14,5	15,447	100
159,72	49,68	0,9692	51,7	66,8	28,314	17
116,73	71,62	0,9770	29,4	10,5	2,832
				(120 сут)
				15,5
152,4	67,06	0,9725	45,0	(30 сут) 31,6	33,980	150
				(54 сут)	56,630	62
				33,4
				(8 сут)	84,950
14,94	12,19	0,9854	60,0	83,3	5,154	13
23,16	15,55	0,9909	51,7	63,3	25,490	9
64,01	39,53	0,9593	35,0	28,1	9,061	24
60,65	27,43	0,9487	23,9	8,5	36,810	47

Пластовые нефти весьма разнообразны по химическому составу и физическим свойствам, в связи с чем характеристики их окисления также существенно различаются.

По опытным данным температура воспламенения нефти в пласте находится в пределах 150-400°С.

Самопроизвольное возгорание. При воздействии кислорода, нагнетаемого в пласт с поверхности, пластовая нефть окисляется за относительно небольшое время. Реакция окисления сопровождается выделением тепла и, если оно происходит быстро и его достаточно для компенсации потерь, нефтеносный пласт можно зажечь без дополнительной подачи тепла от постороннего источника. Из табл. 28 видно, что на зажигание нефтеносного пласта с более высокой пластовой температурой затрачивается меньшее время. Окислительную характеристику пластовых нефтей важно знать для определения экономической целесообразности операций по самопроизвольному зажиганию нефтяных пластов.

Если известна удельная скорость реакции окисления, то время, необходимое для зажигания нефтяного пласта, можно подсчитать.

Стрейнджем рекомендуется следующая формула:

где -- время, необходимое для зажигания пласта;

с_f -- удельная теплоемкость насыщенного пористого пласта;

-- плотность породы пласта;

Q -- удельное тепло реакции прореагировавшего кислорода;

-- удельная скорость реакции прореагировавшего кислорода;

f(p,S…) --функции давления кислорода, поверхности контакта с нефтью и т.д.;

А -- частотный фактор;

Е -- энергия активации;

R -- универсальная газовая постоянная;

t -- температура;

t_i -- температура зажигания пластовой нефти;

t_f -- пластовая температура.

Удельная теплоемкость насыщенного пористого пласта и плотность породы пласта зависят главным образом от пористости пласта и практически одинаковы для многих случаев. Тепло реакции также довольно постоянно для обычных углеводородных компонентов, содержащихся в пластовой нефти.

Основной переменной, представляющей практический интерес и влияющей на самопроизвольное зажигание нефтеносного пласта, является удельная скорость реакции. Значение ее можно определить по кернам или искусственному образцу с нефтяным песком при воспроизведении пластовых условий.

Время, рассчитанное по формуле Стрейнджа, безусловно, меньше времени, требующегося для самовоспламенения нефтеносного пласта вследствие неизбежных потерь тепла в кровлю и подошву пласта в реальных условиях. Однако упрощенный расчет для адиабатических условий имеет свои преимущества. Если, например, время зажигания пласта составит несколько часов или суток, следует рассматривать возможность самопроизвольного зажигания. Но если это время будет равным нескольким месяцам или годам, то необходимо дополнительное тепло от постороннего источника.

При этом учитывают следующее. Если фактическая пластовая температура низка и потери тепла в кровлю и подошву превышают первоначальные при окислительном процессе, то самовозгорания пластовой нефти не произойдет (даже при рассчитанном адиабатическом времени, не превышающем нескольких часов).

Мощность большинства нефтеносных пластов, в которых целесообразны тепловые обработки, может быть значительной. Разработка таких пластов с применением внутрипластового горения вызывает определенные трудности. Поэтому желательно, чтобы в этих пластах содержалась легкоокисляемая нефть, способная самовоспламеняться при реакции с кислородом. Но это еще не значит, что процесс ВГ может развиваться благоприятно. По мнению некоторых американских исследователей (Стрейнджа, Трантхаха, Шхлейкера) в мощных продуктивных пластах могут создаваться условия, способствующие эффективному проявлению гравитационного режима.

При нагреве вязкость нефти резко снижается, благодаря чему за счет сил гравитации нефть может притекать к забою нагнетательной скважины. Воспламенение нефти, вызванное окислением, не начинается непосредственно у стенок забоя скважины. Несмотря на то, что в забойной зоне скорость окисления и зависящее от нее количество выделяющегося тепла высоки (в связи с наличием концентрации кислорода), нагнетаемый воздух перемещает тепло от забоя скважины в глубь пласта, и поэтому в первую очередь нефть будет воспламеняться в зоне пласта, удаленной на некоторое расстояние от зажигательной скважины (для прямоточного варианта).

Таким образом, развитие процесса внутрипластового горения возможно в двух направлениях: к забою скважины и вглубь пласта. В результате в забойной зоне нагнетательной скважины температура может повыситься до высокого значения. В итоге (особенно если в скважине имеется свободная нефть) могут произойти значительные повреждения даже и в том случае, если при заканчивании скважины используются термостойкие материалы.

Для предупреждения повреждений применяют различные меры, обеспечивающие в определенной степени успешность работ.

Инициирование горения с вводом тепла. Если внутрипластовое горение намечено осуществить в пластах, содержащих трудноокисляемую нефть, не обеспечивающую самопроизвольного зажигания, тогда для инициирования горения призабойная зона зажигательной скважины нагревается с помощью различных средств (специальными глубинными топливными горелками, электрическими нагревательными устройствами, химическими реагентами и др.) до температуры воспламенения пластовой нефти, а затем в эту зону подают окислитель. Для обеспечения устойчивого и достаточно мощного фронта горения обе операции выполняют последовательно или одновременно.

Иногда для создания фронта горения в пласте применяли древесный уголь во многих его разновидностях. В Советском Союзе впервые этот способ был использован в 30-х гг.

Глубинные (забойные) нагревательные устройства можно подразделить на огневые (топливные) и электрические.

Огневые нагреватели в свою очередь делятся на диффузионные (топливо и окислитель подаются в камеру сгорания раздельно) и смесительные (горючая смесь поступает в камеру сгорания в подготовленном виде).

Способ создания фронта горения с помощью электрических нагревателей наиболее распространен. Он довольно прост и удобен. Электронагреватели, используемые для этой цели, эксплуатируются продолжительное время на забое скважин при температуре более 700°С. Для хорошей теплопередачи промежуток между электронагревателем и стенками скважины заполняют материалом с хорошей теплопроводностью (металлическими частицами).

Анализ работ по созданию фронта горения путём ввода тепла показывает, что расходы окислителя на единицу мощности пласта составляют 22-200 м³ на 1м.

Расход тепла на прогрев 1м нефтеносного пласта колеблется в пределах 0,25-2,72Гкал (1,05-11,39ГДж). Величина зависит от времени нагревания и температуры воспламенения пластовой нефти.

Образование фронта горения в пласте. Затраты энергии, связанные с созданием фронта горения, могут быть довольно значительными. Поэтому важно как можно раньше определить момент воспламенения нефти в пласте.

Время в течении которого может воспламениться пласт и будет создан фронт горения, зависит от характеристик пласта, физико-химических свойств пластовой нефти, способа зажигания, конструкции и мощности глубинного нагревателя, устройства забоя зажигательной скважины.

О возникновении фронта горения при самопроизвольном возгорании пластовой нефти можно судить по изменению температуры. Для этого в зажигательной скважине устанавливают термопару или какое-либо другое термочувствительное устройство. Для получения более точного показателя на время замера прекращают нагнетание окислителя в пласт, чтобы уменьшить охлаждение термочувствительного устройства.

Момент возникновения фронта горения можно определить по анализу газов, отбираемых из эксплуатационных скважин. В большинстве случаев газ прорывается в эксплуатационные скважины и обнаруживается уже вскоре после нагнетания в пласт окислителя. Вначале выходящие газы характеризуются высоким содержанием углеводородов, а затем начинают появляться углекислота, окись углерода и кислород. Уменьшение содержания кислорода в газе обычно означает возникновение фронта горения.

У пластовых нефтей, хорошо реагирующих с кислородом воздуха, самовоспламенение может произойти настолько рано, что кислород в добываемом газе будет отсутствовать вообще или его содержание будет весьма незначительным.

При использовании в качестве окислителя воздуха концентрация углекислого газа и окиси углерода в выходящих газах составляет соответственно 8-1 % и 1-4%.

Однако следует учитывать, что углекислый газ легко растворяется в нефти и воде и порою может вообще не обнаруживаться в выходящих газах в течение некоторого времени. Окись углерода менее растворима и хотя ее концентрация ниже, именно по ее появлению в отходящем газе можно определить момент возгорания пласта.

При создании фронта горения нагревателями момент возникновения горения также определяется по температурным замерам и по данным анализа отходящих газов.

Состав газов при создании фронта горения при самопроизвольном возгорании нефти и при инициировании горения с вводом тепла одинаков. Однако в выходящих газах до начала возникновения фронта горения может содержаться больше кислорода.

Таким образом, замер температур и контроль анализов добываемых продуктов горения при правильной их интерпретации -- надежное средство для возгорания нефти в пласте.



2. Оборудование и устройства, применяемые при внутрипластовом горении

2.1 Оборудование, применяемое для инициирования горения нефтеносного пласта

Как уже отмечалось, ввод тепла для зажигания пласта, в котором содержится трудноокисляемая нефть, можно осуществить специальными глубинными огневыми и электрическими нагревателями.

При разработке нефтеносных пластов для инициирования горения в зажигательной скважине используются:

глубинные огневые нагреватели, привод в действие которых осуществляется с помощью газового и жидкого топлива;

глубинные электрические нагреватели, для привода которых используется переменный ток.

В Советском Союзе и за рубежом уже созданы разнообразные конструкции глубинных нагревателей.

Глубинные газовые горелки, используемые для возгорания нефти, содержащейся в нефтяном пласте, подразделяются следующим образом:

1) инжекционные -- топливо и окислитель подаются к горелке раздельно, затем окислитель инжектируется в горелку в количестве, необходимом для полного сжигания газа;

2) смесительные -- горючая смесь поступает в горелку в подготовленном виде;

3) беспламенные -- горючая смесь сжигается в керамических насадках различной конструкции.

Имеются и другие виды газогорелочных устройств: диффузионные, микрофакельные и т.д., отличающиеся некоторыми особенностями.

Спуск нагревателей на забой зажигательной скважины обычно производится с помощью труб, троса или каната (в зависимости от конструкции газогорелочного устройства).

Глубинный газовоздушный огневой нагреватель (Рис. 1) состоит из газозаборной камеры с соплом 3, эжектора 4 и перфорированной трубы 5, на верхнем конце которой смонтировано (снаружи) зажигающее устройство 6.

Нагреватель опускается в насосно-компрессорные трубы на канате 2. Его газозаборная камера с приемными отверстиями устанавливается в нижней части насосно-компрессорной колонны, которая одновременно служит для подачи горючего газа. Газ из газозаборной камеры через приемные отверстия и сопло 3 направляется в эжектор 4, где смешивается с инжектируемым воздухом, поступающим из межтрубного пространства. Газовоздушная смесь после прохождения через перфорированный хвостовик, длина которого около 4,5 м, поджигается с помощью устройства 6 (электрического или химического действия). Для стабилизации горения и равномерного распределения пламени по всей длине хвостовик окружен перфорированным металлическим кожухом.

Поток воздуха-окислителя нагнетается по кольцевому межтрубному пространству зажигательной (нагнетательной) скважины.

Часть его инжектируется в газовую горелку, а остальной поток направляется вдоль хвостовика горелки на забой, где обеспечивает полное сгорание топлива и участвует в окислении пластовой нефти.

Нагреватель повышает температуру на забое скважины до 260°С в течение суток.

Предлагаются газовоздушные нагреватели со вставными насадками, у которых камера сгорания присоединяется к нижнему концу компрессорной колонны, а непосредственно над камерой располагается сменная насадка с системой узких щелей, препятствующих проникновению пламени компрессорной колонны. В случае засорения щелей насадку извлекают и заменяют. Продукты сгорания поступают в диффузор и далее через перфорированный хвостовик в пласт.



Рис. 1. Глубинный газовоздушный огневой нагреватель

В другом варианте между диффузором и хвостовиком смонтирован обратный клапан, обеспечивающий движение потока газов в одном направлении.

Предлагаются нагреватели микрофакельного сжигания топлива. Здесь горючая смесь поступает к отверстиям, расположенным вдоль всей длины горелки, причем топливо и воздух, подаваемые в камеру сгорания, предварительно нагревают.

В нагревательном забойном устройстве U-образной формы, предложенном США, продукты сгорания отводятся через параллельные колонны труб. Ниже камеры сгорания размещается керамический коленчатый изгиб, через огнеупорные стенки которого нагревается призабойная зона. Газовоздушная смесь, подаваемая в горелку, охлаждается циркулирующей водой. В другой конструкции между камерой сгорания и коленчатым изгибом расположена труба узкого сечения для турбулизации потока дымовых газов, что обеспечивает лучший обогрев стенок коленчатого изгиба.

Имеются конструкции беспламенных нагревателей с цилиндрическим корпусом, изготовленным из пористого керамического огнеупорного материала. После зажигания смеси в порах корпуса происходит беспламенное горение, что позволяет обеспечить полное сгорание топлива и избежать засорения призабойной зоны сажей. В процессе горения керамический корпус горелки нагревается докрасна и излучает тепло в нефтенасыщенный пласт.

В другом варианте предусматривается создание пористой керамической конструкции непосредственно в скважине вокруг перфорированного корпуса горелки.

При промысловом испытании нагревателей подобного типа доказана возможность создания фронта горения с температурой 800--900 °С. Основные узлы конструкций представленных глубинных огневых нагревателей выполнены из сталей жаропрочных марок.

На рисунке 2 показан нагреватель с U-образными элементами. Он представляет собой цилиндр длиной 2605 мм с максимальным диаметром 130 мм. Состоит он из двух основных частей: головной с корпусом головки и нагревательной с кожухом. Электронагреватель выполнен из нескольких U-образных трубчатых элементов типа НММ длиной 3,1 ми общей мощностью 10,5 кВт. Рассчитан он на напряжение 380 или 660 В.

Необходимо отметить, что тепловая мощность глубинных электрических нагревателей меньше мощности огневых забойных нагревателей. Поэтому для инициирования горения в мощных коллекторах, содержащих трудноокисляемую нефть с высокой температурой воспламенения, целесообразнее применять огневые нагреватели.

Следует учитывать, что время, затрачиваемое на воспламенение нефти в пласте, значительно влияет на эффективность его разработки с помощью ВГ. Тепловую мощность электронагревателя на забое можно определить по формуле



где 864 -- тепловой эквивалент электрической энергии, ккал/кВт ч;

W -- потребляемая мощность на поверхности у обрабатываемой скважины, кВт;

-- коэффициент полезного действия нагревателя для однофазного электронагревателя.

Рис. 2. Забойный электронагреватель с U-образными элементами, разработанный ИГ и РГИ: 1 -- кабель; 2 -- головная часть; 3 -- трубчатые элементы; 4 -- кожух; 5 --термометр

2.2 Метод выбора оборудования для нагнетания окислителя в пласт

Для зажигания и дальнейшей разработки нефтяного пласта с использованием движущегося очага горения требуется специальное передвижное или стационарное компрессорное оборудование, обеспечивающее подачу в пласт окислителя с необходимым расходом и при определенном давлении. Такое оборудование подбирается на основании расчетных или опытных данных.

Расход и давление окислителя, потребного для внутрипластового горения. Как показали промысловые опыты, для поддержания внутрипластового горения необходимо нагнетать в пласт 20-250 тыс. м³/сут и более окислителя (воздуха) при давлении 20-90 кгс/см² (2-9 МПа) и выше.

Общее количество воздуха, потребного за весь период внутрипластового горения, можно определить в зависимости от объема нефтенасыщенного пласта V_ф по формуле:

Q_воз = А_v V_ф q_воз,

Где А_v -- объемный коэффициент охвата пласта горением;

q_воз -- удельный расход воздуха, потребного для обеспечения процесса горения в единице объема пласта, м³/м³.

Для достаточно хороших коллекторов А_v принимается равным 30-50%, т.е. А_v = 0,3-0,5. Для большинства нефтей удельный расход воздуха колеблется в пределах 200-500 м³ на 1 м³ выгоревшего объема пласта при условии почти полного использования содержащегося в воздухе кислорода. Известны случаи, когда удельный расход воздуха достигал 760-1030 м³ на единицу объема пласта. Завышенные расходы воздуха могут быть, по нашему мнению, объяснены тем, что часть нагнетаемого в нефтяной пласт окислителя не участвует в горении и распространяется по пласту в обход фронта горения.

Некоторые авторы рассматривали процесс горения как стехиометрический процесс, который в условиях внутрипластового окисления может быть описан уравнением химического материального баланса.

Химическую формулу горения остатка нефти - кокса запишем следующим образом:

,

где a, b, d - численные коэффициенты химической реакции;

n - отношение числа атомов водорода Н к числу атомов углерода С в коксе;

m - отношение числа молей СО₂ к числу молей СО в продуктах горения.

В данной реакции все атомы водорода переходят в воду. Поэтому должно быть d = n/2. Далее приравнивая число атомов углерода в левой и правой частях, имеем:

По кислороду получим:

Получаем следующее уравнение, характеризующее процесс горения коксового остатка при внутрипластовом горении:

где n -- отношение числа атомов водорода к числу атомов углерода в коксовом остатке; m -- отношение числа молей СО₂ к числу молей СО.

Таким образом, для сгорания 1 моля кокса требуется молей кислорода.

Если молекулярная масса коксового остатка составляет (12 + n), а объем 1 кг моля воздуха равен 22,4 м³, получаем, что на 1 кг коксового остатка приходится кислорода (в м³)

Учитывая, что в воздухе содержится примерно 21 % кислорода, который при горении используется не полностью, определим удельный расход воздуха q_воз, потребного на горение коксового остатка в 1 м³ пласта, т. е.

где z -- содержание кокса в объеме пласта, кг/м³;

у -- коэффициент использования кислорода, равный 0,6-1,0.

Величину n можно определить по данным анализа газов при горении по уравнению материального баланса для стехиометрического процесса:

где СО₂ -- концентрация двуокиси углерода в газах горения, %;

СО -- концентрация окиси углерода в газах горения, %;

О₂ -- концентрация кислорода в газах горения, %.

Следует отметить, что значение n, рассчитанное по этому уравнению, -- ориентировочное, так как было сделано допущение, что весь кислород, не извлекаемый вместе с газами горения, расходуется на образование воды. По результатам экспериментальных исследований, проведенных и обработанных в СССР и США видно, что расход окислителя (воздуха), нагнетаемого в нефтяной пласт при внутрипластовом горении во многом зависит от содержания коксового топлива в объеме обрабатываемого пласта, состава кокса, отношения СО₂/СО в газах горения, плотности пластовой нефти, пористости и нефтенасыщенности пласта, температуры горения, тепловых потерь и т.п.

По лабораторным данным, количество воздуха, потребного для сжигания образующегося топлива, может достигать при низкотемпературных окислительных реакциях 40,5 м³ на 100 кг породы. Это почти в 3 раза выше количества воздуха, требующегося при высокотемпературном горении.

Низкие температуры горения обусловливаются небольшими количествами образующегося топлива, низкими значениями проницаемости пласта, а также большими потерями тепла.

Из сказанного ясно, что представленные выше формулы для определения расхода воздуха при внутрипластовом горении следует вводить соответствующие коэффициенты и поправки, учитывающие причины, влияющие на потребность воздуха. К числу таких причин необходимо отнести и возможность изменения направления воздуха (в обход фронта горения без участия в окислительном процессе).

Давление нагнетаемого в пласт окислителя (воздуха) слагается из сопротивлений его потоку на всем пути от компримирующей установки до забоя нагнетательной скважины и далее до забоя эксплуатационных скважин в зависимости от системы расстановки их на объекте и принятой технологической схемы разработки нефтеносного пласта с применением внутрипластового горения.

В общем виде необходимое давление окислителя можно определить по формуле

где P_ку -- давление на выходе компримирующей установки, МПа;

Р_тр -- потери давления в трубопроводе от компрессорной установки до устья нагнетательной скважины, МПа;

Р_скв -- потери давления по стволу нагнетательной скважины, МПа;

Р_з -- давление воздуха, требующееся на забое нагнетательной скважины, МПа.

Потери давления в подводящем трубопроводе и стволе нагнетательной скважины с учетом трения и местных сопротивлений достаточно точно можно определить с помощью общеизвестных формул или расчетных номограмм.

Давление воздуха, требующееся на забое нагнетательной скважины, зависит от многих факторов. Определить его можно по приближенной формуле для одного пятиточечного элемента:

где Р_э -- давление на забое эксплуатационных скважин, МПа;

-- вязкость воздуха при пластовой температуре, сП;

t_пл -- пластовая температура, °С;

k_э -- фазовая проницаемость пласта для воздуха, Д;

h -- средневзвешенная эффективная мощность пласта по линии фронта горения, м;

l -- расстояние между эксплуатационными и нагнетательными скважинами, м;

-- время распространения фронта горения, сутки:

Здесь V -- объем пласта, в котором распространяется фронт горения, м³;

q_воз -- удельный расход воздуха для поддержания очага горения в единице объема пласта, м³/м³;

q_наг -- производительность нагнетательной скважины по воздуху, исходя из минимально допустимой скорости перемещения фронта горения, м³/сут:

где l_наг -- расстояние между скважинами, м;

W_фmin -- минимально допустимая скорость перемещения фронта горения, м/сут.

По результатам лабораторных исследований установлено, что скорость распространения фронта горения колеблется в пределах 0,0305-1,07 м³/сут., а в промысловых условиях составляет 0,152-0,87 м³/сут.

Скорость продвижения фронта горения можно определить по формулам или на основании данных лабораторного исследования применительно к объекту, на котором намечено вести разработку нефтеносного пласта с применением внутрипластового горения.

Зависимость минимальной скорости перемещения фронта горения от мощности пласта и количества выделяемого кокса можно определить с помощью рис. 3.

Рис. 3

2.3 Конструкция устья и забоя скважины

Конструкции устья скважин. Устье зажигательной скважины (рис. 4) при использовании для инициирования горения пласта глубинных электронагревателей оборудуется лубрикатором высокого давления, сальником, арматурой и контрольно-измерительными приборами. В комплект оборудования входят: специальный электрический кабель соответствующей длины, источник переменного тока, система подачи воздуха. Особое внимание следует уделять защите от электрического тока уплотнений в сальнике.

Основные узлы и детали оборудования устья зажигательной скважины при поджоге пласта глубинным огневым нагревателем, работающим на газообразном топливе (рис. 5): штуцер с арматурой на насосно-компрессорной колонне для подачи горючего газа, штуцер с арматурой на обсадной колонне для нагнетания воздуха, трос или канат соответствующей длины для спуска глубинного огневого нагревателя, сальник, кабель для электрозапальника, источник питания электрозапальника, контрольно-измерительные приборы.

Рис. 5

В комплект оборудования входят: система подачи воздуха, влагоотделитель, арматура, вводы для кабеля термопар, контрольно-измерительные приборы.

Таким образом, при осуществлении процесса ВГ коренной или сложной реконструкции устьев скважин не требуется, а дополнительное обустройство стандартными узлами, деталями, оборудованием и приборами КИП не составляет особых трудностей.

Конструкция забоя скважин. Слабосцементированные пласты, интенсивная коррозия, высокие температуры и возможность возникновения взрывов обусловливают при внутрипластовом горении необходимость принятия мер для обеспечения механической прочности оборудования скважин.

Во вновь оборудованных скважинах хвостовики обсадных колонн вблизи башмаков следует изготовлять из термостойких (жаропрочных) материалов. Если неглубокозалегающие нефтяные пласты поджигаются с помощью электронагревателей, при которых регулирование температуры на забое осуществляется легче, чем при использовании огневых нагревателей, конструкции зажигательных (нагнетательных) скважин могут выполняться из обычных материалов.

Однако в большинстве случаев желательно применять специальные хвостовики или осуществлять защиту от воздействия высоких температур.

Заканчивание скважин, предназначенных для зажигания нефти в пласте, лучше осуществлять, где это возможно, с открытым стволом.

Скважины с рыхлыми несцементированными песками, вынос которых при добыче теплой (горячей) нефти и газа вызывает усиленный эрозионный износ забойного оборудования, оборудуют противопесчаным забойным керамическим фильтром.

Керамические фильтры, рассчитанные на различную проницаемость, выдерживают высокие (до 3000°С) температуры и хорошо препятствуют выносу пород пласта. Остроугольные, неокатанные керамические зерна создают у поверхности фильтра турбулизацию нефти, поэтому такой фильтр практически не засоряется. Будучи химически инертным, фильтр не подвергается вредным воздействиям жидкостей с низкими значениями рН или других коррозионных агентов на забое скважины и одновременно является хорошим термоизолятором.

Заканчивание зажигательных скважин можно осуществить свободно подвешенной, перфорированной обсадной колонной. Свободная подвеска обсадной колонны обеспечивает возможность ее теплового удлинения, а, следовательно, и целостность. Этот способ особенно целесообразен при зажигании нефтеносного пласта с помощью глубинных нагревателей.

Заканчивание скважины с цементированием и перфорацией колонны при зажигании нефтяного пласта глубинными нагревателями нежелательно, ибо вследствие теплового расширения могут произойти повреждения. Такое заканчивание наиболее целесообразно при самопроизвольном зажигании пласта в ограниченном интервале.

Чтобы воспрепятствовать распространению взрывной волны или уменьшить разрушение после взрыва, в нижней части скважины предлагается устанавливать один или несколько пакеров. Пространство ниже пакеров или между ними заполняется гранулированным веществом. С этой же целью предлагается герметизировать межтрубное пространство пакером, установленным несколько выше кровли нефтеносного пласта.

Предложена конструкция забоя зажигательной скважины с водяным охлаждением (рис. 6). Газовоздушная смесь и охлаждающая вода нагнетаются на забой по самостоятельным, концентрически установленным трубам в колонне.

Горючая смесь пропускается через столб воды на забое и зажигается при помощи электрического запальника. Давление газов горения поднимает воду внутри колонны 1, в результате чего ее стенки охлаждаются. Столб воды на забое препятствует проникновению пламени внутрь колонны 1. Дымовые газы отводятся по колонне 2, которая также охлаждается циркулирующим потоком воды.



Рис. 6

Кроме описанных, могут быть и другие виды заканчивания скважин при разработке нефтеносных пластов с применением внутрипластового горения. В каждом конкретном случае применительно к местным условиям, естественно, могут возникнуть и другие решения. Особую тщательность необходимо проявлять при переоборудовании старых скважин, учитывая их неприспособленность для проведения данного процесса.

месторождение нефть внутрипластовой горение



3. Некоторые вопросы окисления и тепломассообмена в нефтяном пласте