Внутрипластовое горение

3.1 Внутрипластовое горение

Процессы окисления (горения) и тепло- и массообмена в нефтяном пласте при внутрипластовом горении органически взаимосвязаны и сложны. На развитие этих процессов влияет следующее: расход и качество нагнетаемого в пласт окислителя; характеристики породы пласта (пористость, проницаемость, нефтегазонасыщенность, мощность, литологический состав); характеристики газонефтяных смесей (плотность, вязкость, содержание растворенного газа, давление, начальная температура, температура воспламенения, содержание смол, отношение Н/С и др.).

Процесс внутрипластового горения зависит и от тепловых явлений: конвекции и теплопроводности. Такого сложного подземного процесса, как при внутрипластовом горении, когда сосуществуют и взаимодействуют друг с другом физические, химические, термо- и гидродинамические явления, не встречается при других способах теплового воздействия на нефтяные пласты. Поэтому исследователи, занимавшиеся изучением процесса подземного горения и взаимодействующих с ним процессов тепло- и массообмена, стремились, естественно, каким-либо образом разделить сложный комплекс явлений на более простые и рассмотреть их порознь.

Ряд исследователей ограничивается изучением только температурного поля, возникающего в пласте и в окружающих его породах. Они стремились разделить явления процессов окисления, теплопереноса и массообмена. А между тем, исходя из молекулярного строения веществ и сред, четкого понятия о механизме тепло- и массообмена в нефтяном пласте при воздействии на него теплом в процессе внутрипластового горения пока еще нет.

При подземном процессе окисления и воздействия на пласт теплом реакции окисления (горения) движение веществ в зоне прогрева и впереди нее может быть описано уравнениями фильтрации многофазных жидкостей.

Процесс подземного горения и сосуществующего с ним тепло-и массообмена зависит от многих факторов, и для его описания необходимы уравнения, основанные на базе теории горения; теории переноса тепла; теории многокомпонентного движения; уравнений конвективного массообмена; теории диссипации и т. д.

Однако решение систем этих уравнений, необходимое для изучения процесса подземного горения и конвективно-диффузионного тепло- и массообмена в пласте при внутрипластовом горении, представляет довольно сложную задачу даже с применением современных вычислительных машин. Поэтому для практических расчетов целесообразно использовать более простые схемы процесса окисления, теплопередачи и массообмена, выделяя при их рассмотрении наиболее существенные явления.

Уже опубликован ряд материалов, позволяющих в первом приближении решать отдельные практические задачи, связанные с извлечением нефти из пластов при использовании внутрипластового горения.

3.2 Скорость химической реакции и энергия активации

Горению пластовой нефти в кислороде, содержащемся в нагнетаемом в пласт воздухе, всегда предшествует медленное окисление. В зависимости от свойств горючих пластовых веществ их окисление начинается при различных температурах.

Скорость гомогенных химических реакций зависит от многих факторов, и, прежде всего от свойств и состава горючих веществ, среды и температуры.

Скорость реакции характеризует изменение концентраций реагирующих веществ в единицу времени и является величиной весьма непостоянной даже при одинаковых температурах, так как концентрация исходных веществ уменьшается, а конечных -- увеличивается. Тем более непостоянна скорость реакции окисления в специфических пластовых условиях. Средняя скорость реакции обычно определяется отношением разности конечной С₂ и начальной С₁ концентрацией продуктов к промежутку времени (), в течение которого протекала реакция, т.е.:

Истинная скорость реакции определяется как производная от концентрации по времени

Скорость реакции всегда положительна, однако производная может быть как положительной, так и отрицательной. Если концентрация исходного вещества взята убывающей во времени, то в правой части уравнения ставится минус, чтобы скорость была положительной. Если же берется концентрация конечных продуктов реакции, то в правой части уравнения ставится плюс.

Скорость химической реакции возрастает с увеличением числа столкновений реагирующих молекул. Таким образом, при постоянной температуре с увеличением концентрации реагирующих веществ, естественно, должна увеличиться скорость реакции. Зависимость скорости реакции от концентрации реагирующих веществ подчиняется закону действующих масс, т.е. скорость реакции прямо пропорциональна произведению концентраций реагирующих веществ.

Химические реакции, протекающие до конца в зависимости от числа вступающих в соединение веществ, подразделяются на мономолекулярные (А =М + N), бимолекулярные (А+В = М + N) и тримолекулярные (А + В + С = М + N).

Если концентрацию образующихся веществ обозначить как С, С₁ и т. д., то кинетические уравнения для трех указанных типов реакции можно представить в следующем виде:

для мономолекулярной реакции:

для бимолекулярной реакции:

для тримолекулярной реакции

Одновременно скорость химической реакции зависит от температуры. Аррениус в 1889 г. опытным путем нашел зависимость константы скорости реакции от температуры:

где К₀ -- постоянная, характерная для данной реакции;

е -- основание натуральных логарифмов;

R -- универсальная газовая постоянная, кДж/моль;

t -- абсолютная температура К,

Е -- энергия активации, кДж/моль.

Согласно теории Аррениуса, в реакцию окисления вступают не все сталкивающиеся молекулы, а только те, у которых сумма энергий равна или превосходит некоторое определенное значение энергии активизации, т. е. для возникновения химической реакции необходимо, чтобы связи между атомами или группами атомов реагирующих молекул были ослаблены или даже разорваны. Без этого условия невозможно перегруппировки атомов и образование новых молекул. Ослабление же внутренних связей молекул или их разрыв становится возможным, когда молекулы обладают некоторой избыточной энергией.

Общее выражение скорости реакции окисления с учетом энергии активации представляется известной формулой

где -- молярная концентрация реагирующих веществ для реакции любого порядка.

Чем меньше энергия активации, тем легче начинается и протекает реакция окисления.

Из сказанного можно сделать заключение, что при реакции окисления (горения) молекулы реагирующих веществ переходят в активное состояние.

Тепловое самовоспламенение. Процесс ускорения реакции окисления, приводящий к воспламенению вещества, называется самовоспламенением.

В природе горение вещества происходит преимущественно в результате его самовоспламенения, хотя само химическое превращение при этом может протекать в виде цепных реакций.

Понятие о тепловом воспламенении впервые было установлено Н.Н. Семеновым в 1934 г. В дальнейшем эта теория была детально обоснована О.М. Тодесом и Д.А. Франк-Каменецким.

Согласно этой теории, реакция между горючим и кислородом воздуха при низкой температуре в смеси практически не протекает в связи с отсутствием активных молекул кислорода. Чтобы они появились и началась реакция окисления с выделением тепла, необходимо предварительно нагреть смесь до более высоких температур. При этом количество тепла, выделяемого реакцией в единицу времени:

где Q -- тепловой эффект реакции, кДж/моль;

V -- объем горючей смеси, см³;

-- скорость реакции, моль/с·см³.

После подстановки в это уравнение значения скорости реакции имеем:

Выделяющаяся при реакции тепловая энергия в дальнейшем расходуется на прогрев смеси реагирующих веществ и на отвод тепла в окружающие смесь тела и среды.

Количество тепла, отводимого в единицу времени (тепловые потери) пропорционально разности температур смеси вступающих в реакцию веществ и окружающих ее тел и сред, т. е.

Здесь -- коэффициент теплоотдачи, кДж/м² ·с·°С;

F -- теплоотдающая поверхность (общая), м²;

t_c -- температура смеси вступающих в реакцию веществ, °С;

t_тс -- температура тела или окружающей среды, °С.

При создавшейся разности температур дальнейший нагрев горючей смеси будет зависеть от отношения скоростей тепловыделения и теплоотвода. Если , смесь, окисляясь, будет нагреваться. Если , смесь будет окисляться при постоянной температуре и самонагрева смеси не произойдет.

Таким образом, условием для теплового самовоспламенения, т. е. условием для перехода медленной реакции окисления в горение, является превышение скорости выделения тепла в горючей смеси над скоростью теплоотвода. При этом выделяемое тепло должно превышать теплоотвод во всех случаях (при всех температурах смеси) вплоть до возникновения горения.

Следовательно, самовоспламенением называется процесс возникновения горения, происходящий в результате саморазогрева вступающих в реакцию окисления веществ, нагретых до, состояния, при котором скорость выделения тепла за счет реакции окисления превышает скорость тепловых потерь (теплоотвода). При этом скорость реакции окисления в смеси зависит, в свою очередь, от температуры и давлений вступающих в реакцию веществ.

Рис. 7

Из рис. 7 видим, что при температуре смеси t₁ линия тепловыделения пересекает линию тепловых потерь в точке А. Если до точки А линия тепловыделения располагалась выше линии тепловых потерь, то после пересечения в точке А направление их изменяется. Это означает, что при температуре t₁ скорость выделения тепла реакцией окисления веществ в смеси превышает скорость потерь тепла и смесь нагревается. Когда температура смеси достигла t₂, скорость тепловыделения стала равной скорости потерь тепла, и дальнейшее нагревание смеси прекратилось. Теперь, даже если смесь временно нагреется до температуры более t₂, скорость потерь тепла окажется выше скорости тепловыделения и смесь охладится до t₂.

Таким образом, нагрев смеси до t₁ вызвал только небольшой саморазогрев ее до температуры t₂, и процесс окисления веществ в смеси не перешел в горение, так как не были созданы условия для самонагрева до высоких температур. Следовательно, чтобы увеличить скорость тепловыделения вступающих в реакцию веществ смеси и превысить скорость потерь тепла, необходимо нагреть смесь до более высокой температуры, например до t₃, при всех других равных условиях. Но кривая тепловыделения на графике остается в прежнем положении, а линия тепловых потерь сместится вправо и пройдет ниже линии тепловыделения, не пересекая ее. Это значит, что скорость тепловыделения реакцией окисления при t₃ всегда выше скорости потерь тепла, и смесь в таком случае способна самонагреваться до температуры, при которой возможно горение.

Из графика видно, что тепловое самовоспламенение горючей смеси возможно, когда тепловыделение равно или больше теплоотвода, т.е. когда .

Температура в точке касания В называется температурой самовоспламенения. При этой температуре скорость тепловыделения вступающих в реакцию веществ смеси превышает скорость потерь тепла, вследствие чего смесь в состоянии самонагреваться до температуры t_в. Таким образом, точка касания определяет условия самовоспламенения.

Этими условиями являются равенство скоростей тепловыделения и потерь тепла, т.е. , и равенство скоростей изменения этих величин с температурой:

Из этих условий может быть определена температура самовоспламенения t_в.

С помощью формул для и , представленных ранее, получим

При делении одного уравнения на другое получим:

откуда для определения температуры самовоспламенения можно получить квадратное уравнение:

Наименьшее значение из двух корней данного уравнения и будет равно температуре самовоспламенения:

Температура теплового самовоспламенения нефтей колеблется в пределах 300--650°С и зависит от состава горючей смеси, давления, физико-химических свойств и др. С увеличением давления температура самовоспламенения значительно снижается.

Анализ отдельных положений теории горения горючих веществ и сред показывает, что они в определенной степени применимы и для нефтяных пластов.

Нефтесодержащие пласты тоже представляют собой своеобразное горючее вещество, составленное из минерального зольного скелета и органической (горючей) части, представляющей собой сильно диспергированную нефтеводогазовую смесь.

Большое значение для воспламенения нефтесодержащего пласта имеют его пористость, проницаемость и структура пористого пространства. Однако еще большее значение имеет качество содержащейся в пласте нефти, ее физико-химическая характеристика, газо- и водонасыщенность.

Распространение тепловой энергии по пласту, в его кровлю и подошву -- процесс неустановившийся и сложный.

Задача по определению тепловых потерь, возникающих при разработке нефтеносных пластов термическим способом, аналитически решалась с теми или иными допущениями многими исследователями. Однако выведенные уравнения справедливы, в первом приближении, только для процессов, связанных с нагнетанием в пласт теплоносителей. Использование их для определения тепловых потерь при разработке нефтеносного пласта с применением внутрипластового горения не представляется возможным.

Действительно, если мы обратимся к условной схеме распределения потерь тепла в кровлю и подошву при нагнетании в пласт теплоносителей и схеме распределения потерь в кровлю и подошву при внутрипластовом горении то станет очевидным, что характеры распределения тепловых потерь в указанных случаях совершенно различны.

Если в одних случаях площадь, с которой осуществляется теплоотдача в кровлю и подошву, непрерывно возрастает по мере нагнетания теплоносителя и ограничивается подвижным радиусом с одной стороны фронта горения, то в других случаях площадь, с которой осуществляется теплоотдача в кровлю и подошву, ограничивается двумя подвижными, различно увеличивающимися радиусами -- с одной стороны радиусом фронта горения, а с другой стороны -- фронта выгоревшей зоны пласта. К тому же характер распределения температур в указанной подвижной зоне с внутренним источником тепла неравномерен в обоих противоположных направлениях по сечению и имеет значительный максимум в подвижном радиусе фронта горения.

Наряду с указанной специфической особенностью в случае, происходит и полезное охлаждение выгоревшей зоны, кровли и подошвы потоком нагнетаемого в пласт окислителя, который, нагреваясь, сокращает величину тепловых потерь и полезно вносит эту отобранную долю тепла в зону очага горения. Таким образом, при внутрипластовом горении потери тепла в кровлю и подошву значительно меньше, чем при других тепловых способах, так как осуществляется рециркуляция тепла, заложенная в самой сущности процесса (прямоточный вариант).



4. Опытно-промышленная разработка месторождении с применением внутрипластового горения

Идея создания способа разработки месторождений с применением внутрипластового горения принадлежит советской науке. В 1932-1934 гг. научные сотрудники ГИНИ А.Б. Шейнман, К.К. Дубровай, С.Л. Закс, Н.А. Сорокин, М.М. Чарыгин провели обширные лабораторные исследования по применению внутрипластового горения. Впервые в мировой практике в Советском Союзе были начаты эксперименты по созданию ВГ на Ширванском месторождении Краснодарского края [28].

Опыты были прерваны войной. Начиная с 1964 г. на промыслах Краснодарского края были вновь развернуты работы по применению этого способа для разработки месторождений в промышленных масштабах. Силами Краснодарского филиала ВНИИнефти (затем КраснодарНИПИнефти), ИГиРГИ, Краснодарнефтепроекта и НГДУ Хадыженнефть был составлен проект опытно-промышленной установки и, начиная с конца 1966 г., успешно осуществлен в Советском Союзе эксперимент по применению внутрипластового горения.

С 1967 г. начаты опытные работы на линзе IV сарматского горизонта залежи тяжелой нефти Зыбза, которым также предшествовала предварительная проектная разработка, выполненная тремя вышеуказанными институтами.

Залежи нефти Павлова Гора и Зыбза, на которых были начаты работы, резко отличаются по физическим и геолого-промысловым характеристикам.

Залежь Павлова Гора более благоприятна для применения внутрипластового горения, чем залежь тяжелой нефти Зыбза.

Первая залежь представлена выдержанным по площади гранулярным высоконефтенасыщенным пластом, тогда как вторая -- прослоями глин, алевролитов, доломитовыми, глинистыми и грубообломочной брекчиями. Резервуаром для нефти служат насыщенные нефтью породы либо пустоты, образованные брекчией, из которых нефть была вытеснена водой.

Проведение работ на разных по характеристикам залежах позволяет значительно полнее выявить все факторы, влияющие на эффективность разработки нефтяных пластов с применением внутрипластового горения, а также способствует накоплению практического опыта для дальнейшего распространения термического способа добычи нефти.

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

Краткая геолого-промысловая характеристика залежи нефти западного залива I майкопского горизонта Павловой Горы

Нефтеносная площадь Павлова Гора расположена в 3 км северо-западнее пос. Нефтегорск. Нефтеносность I горизонта в западном заливе Павловой Горы установлена по каротажным данным еще в 1938 г. Испытан горизонт только в 1957 г., в результате чего получен приток нефти до 5,4 т/сут. Этот I горизонт нефтеносен и на соседнем, восточном заливе Павловой Горы, который соединяется перешейком с западным заливом. На восточном заливе отложения горизонта размыты, и в наиболее повышенной части продуктивная пачка их выходит на дневную поверхность.

I майкопский горизонт в пределах Павловой Горы представлен четырьмя пачками песков или песчаников, переслаивающихся с прослоями глин.

Западный залив приурочен к моноклинали с углами падения в северо-восточном направлении около 11 градусов. С северо-востока он подпирается контурной водой. Длина залежи в западном заливе по простиранию около 1000 м, а средняя его ширина -- 850 м (рис. 9). Глубина залегания пласта по скважинам колеблется от 91 м в наиболее повышенной части до 275 м у контура нефтеносности. Эффективная мощность нефтенасыщенной второй пачки I горизонта, являющейся объектом воздействия способа разработки месторождений с применением внутрипластового горения, увеличивается от зоны выклинивания до 10 м в районе нагнетательной скв. 804.

Рис. 9. Карта разработки I майкопского горизонта западного залива месторождения Павлова Гора:

1 -- изопахиты; 2 -- границы опытных участков; 3 -- изогипсы по кровле; 4 -- линия выклинивания коллекторов; 5 -- начальный внешний контур нефтеносности; 6 -- начальный внутренний контур нефтеносности; 7 -- нагнетательные скважины; 8 -- эксплуатационные скважины; 9 -- наблюдательные скважины; 10 -- опытные участки.

Таблица 3

Характеристика кернов

Номер скважины	Эффективная мощность, м	Пористость, %	Проницаемость, мД	Нефтенасыщенность %
804	7,7	25,0	1036	66,1
821	5,0	24,9	1990	75,8
821 а	7,0	24,2	1265	71,0
823	5,9	25,0	828	70,0
831	4,0	27,5	321	69,4
832	7,5	24,0	956	74,4
826	3,5	21,7	288
827	4,3	24,1	536

Разбуривание западного залива проводилось по треугольной сетке с расстоянием между скважинами 200 м. К середине 1960 г. было пробурено 12 скважин.

Продуктивная пачка горизонтов детально изучена по керну, отобранному при бурении шести скважин на первом и двух скважин на втором опытных участках с использованием промывочного раствора на нефтяной основе. Вынос керна составлял 60%. Основная часть образцов представлена слабосцементированными песками и алевролитами. Плотные песчаники и глины встречаются в виде тонких прослоев (мощностью до нескольких сантиметров).

Физические свойства и водонасыщенность керна (средневзвешенные значения) по скважинам приведены в табл. 31.

Эксплуатация этой залежи начата в октябре 1957 г. с дебитом нефти 6,5 т/сут. Максимальный среднесуточный дебит нефти по залежи составил 21 т. Затем дебит нефти непрерывно падал и к концу 1964 г. стабилизировался на уровне 5 т/сут при числе эксплуатационных скважин 13.

В мае 1961 г. для поддержания пластового давления в пласт начали закачивать воду. Однако вследствие прорыва воды в эксплуатационные скважины закачку воды прекратили. После этого из обводнившихся скважин стали получать чистую нефть.

По кривой фактического падения дебита нефти из западного залива (до процесса внутрипластового горения) определено, что при эксплуатации скважины без применения методов интенсификации разработка его завершилась бы в 1977 г. Это означает, что конечная нефтеотдача пласта при разработке пласта на истощение составила бы 11,7%.



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

Разработка нефтеносного пласта на залежи тяжелой нефти Павлова Гора методом «сухого» ВГ ведется на двух опытных участках (см. рис. 9) по пятиточечной схеме с расположением в центрах систем по одной нагнетательной скважине, от которых процесс внутрипластового горения ведется по прямоточному варианту. Между нагнетательными и эксплуатационными скважинами для промежуточного контроля пробурены наблюдательные скважины. В настоящее время в соответствии с новой технологической схемой осуществляется процесс влажного внутрипластового горения на третьем участке. Расположение скважин третьего участка видно на рис. 9.

Оборудование состоит из следующих основных узлов:

компрессорной станции, обеспечивающей подачу воздуха и газа в три газомоторных компрессора типа 8ГК;

магистральных воздухо- и газопроводов от компрессорной станции до узла распределения на промысловом опытном участке;

узла распределения сжатого воздуха и топливного газа по скважинам опытного участка и узла сбора отходящих газов горения для направления на факел;

контрольно-измерительных приборов и средств автоматики (приборы визуального контроля, регистрирующие результаты и регулирующие процессы при проведении опытных работ);

нагнетательных, эксплуатационных и наблюдательных скважин;

групповой установки, включающей замерный и два рабочих трапа с контрольно-измерительной аппаратурой и автоматикой;

здания химической лаборатории.

Схема сбора и сепарации продукции на месторождении Павлова Гора приведена на рис. 10.

В процессе опытных работ проведена реконструкция компрессорной. Вместо компрессоров типа 2СГ-50 были установлены компрессоры 8ГК. А в 1979 г. полностью реконструирована компрессорная -- установлено новое оборудование ОВГ-2 Черновицкого машиностроительного завода, обеспечивающее проведение влажного внутрипластового горения.

Технологическая схема по проведению влажного внутрипластового горения обеспечивает следующие операции при разработке нефтеносного пласта:

1) подачу топливного газа и воздуха на забойный огневой нагреватель, устанавливаемый в нагнетательной скважине на период зажигания нефтеносного пласта;

Рис. 10. Сбор и сепарация добываемой продукции при внутрипластовом горении на месторождении Павлова Гора:

1 -- резервуар; 2 -- факел; 3 -- рабочий трап первого опытного участка; 4 -- замерный трап; 5 -- рабочий трап второго опытного участка; 6 -- насосная; 7--эксплуатационные скважины; 8 -- наблюдательные скважины; 9 -- подача нефти на промысловый сборный пункт; 10 -- продукция от эксплуатационных скважин второго опытного участка; 11 -- технологический воздух на второй опытный участок; 12 -- газ на горение в глубинный нагреватель второго опытного участка; 13 -- воздух на охлаждение конструкции глубинного нагревателя; 14 -- технологический воздух на поддержание горения в пласте на втором опытном участке; 15 -- воздух на охлаждение конструкции глубинного нагревателя; 16 -- воздух на горение в глубинный нагреватель; 17 -- газ на горение в глубинный нагреватель первого опытного участка; 18 -- технологический воздух на поддержание горения в пласте на первом опытном участке; 19 -- газ от компрессорной; 20 -- воздух от компрессорной; 21 -- отбор отходящих газов горения на анализ; 22 -- к затрубному пространству эксплуатационных скважин второго опытного участка; 23 -- к затрубному пространству эксплуатации скважин; I--IV -- вентили; V -- расходомеры.

нагнетание окислителя (воздуха) в нефтеносный пласт через нагнетательную скважину для поддержания и перемещения фронта горения от нагнетательной скважины к эксплуатационным;

переключение подачи окислителя (воздуха) в межтрубное пространство эксплуатационных скважин (в случае необходимости) в целях нагнетания его навстречу движущемуся фронту горения для интенсификации процесса окисления;

утилизацию отходящих из эксплуатационных скважин газов путем сжигания его или нагнетания в пласт;

подачу воздуха в систему контрольно-измерительных приборов и аппаратуру автоматики;

выдавливание нефти газом из трапов в групповой резервуар.

Одновременно технологическая схема позволяет осуществлять и такие операции:

1) подачу добываемой из эксплуатационных скважин нефти на групповую установку и отделение от воды и газа;

отбор отходящих газов горения из межтрубного пространства эксплуатационных и наблюдательных скважин;

периодический отбор газовых проб из межтрубного пространства наблюдательных и эксплуатационных скважин и с замерного трапа и направление их в автоматические газоанализаторы для определения содержания кислорода, окиси углерода, двуокиси углерода и метана;

регистрацию расхода топливного газа и воздуха в период розжига нефтяного пласта; расхода окислителя (воздуха) на поддержание внутрипластового горения, расхода топливного газа на дожигание углеводородов и окиси углерода в отходящихгазах, а также расхода воздуха, потребного для охлаждения корпуса забойного огневого нагревателя в нагнетательной скважине.

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

Программой опытно-промышленных работ предусматривалось:

усовершенствование способа создания фронта горения, технологии зажигания пласта и испытание глубинного нагревательного оборудования и приборов;

получение данных об эффективности внутрипластового горения;

проверка результатов лабораторных опытов;

получение данных для предварительных технико-экономических расчетов.

Программа состояла из четырех этапов:

I. Исследование экспериментальных скважин на залежи до пробного нагнетания воздуха в пласт.

Изучение гидродинамических условий при нагнетании воздуха в пласт и влияние их на разработку залежи.

Изучение средств зажигания нефтеносного пласта и проведение операций по созданию и перемещению фронта горения.

Изучение прямоточного сухого и влажного горения в длительном действии.

Эксплуатация скважин до нагнетания воздуха. Указанный этап проводился в целях получения данных при общих условиях разработки залежи, а также для опробования построенных систем сбора, сепарации и замера продукции. Полученные данные являлись отправными для оценки эксплуатационной эффективности термического процесса.

Особое внимание уделялось эксплуатации скважин на опытном участке. Одновременно проводилась наладка всех узлов установки и организации сбора и обработки первичных данных. Велись замеры получаемой продукции (нефти, газов и воды), динамических и статических уровней, характеристик нефти, газов и воды, пластовых температур, давления.

Изучение гидродинамических условий при пробном нагнетании воздуха в пласт. При пробном нагнетании воздуха через нагнетательную скважину в пласт определялись: приемистость скважины, распределение потоков воздуха между эксплуатационными скважинами, способность пластовой нефти к самовоспламенению без постороннего нагрева призабойной зоны.

Об окислительных процессах судили по изменению состава газовой продукции (уменьшению содержания кислорода, появлению углекислоты и окиси углерода) и по изменению температур в нагнетательной, наблюдательных и эксплуатационных скважинах.

Наряду с замерами, проводимыми на данном этапе, вели контроль за режимом нагнетания (определялись расход, давление и температура нагнетаемого воздуха) и определяли характер притока нефти в нагнетательной скважине. В начале закачивалось газа до 12000 м³/сут, затем до 27000 м³/сут. Создание внутрипластового фронта горения на трех опытных участках залежи.

В соответствии с намеченной программой 1966 г. на первом опытном участке началось пробное нагнетание воздуха в пласт через нагнетательную скв. 804. Пробное нагнетание воздуха осуществляли в три этапа, между последними были остановки различной продолжительности (рис. 11).

Рис. 11. Показатели, характеризующие создание внутрипластового горения на первом опытном участке Павловой Горы: а - закачка воздуха в скв. 804; б - содержание двуокиси углерода и кислорода в газе добываемом из скв. 798

Анализы газа показали, что через несколько дней после начала нагнетания воздуха в пласт протекает окислительный процесс. К концу первой закачки воздуха (с 25 ноября по 10 декабря 1966 г.) в скв. 798, наиболее активно реагирующей на закачку воздуха, содержание кислорода в газе стало равным 3,2%. В период после прекращения закачки (с 10 декабря по 29 декабря 1966 г.) содержание кислорода в газе этой скважины снизилось до 0,3%.а содержание двуокиси углерода возросло до 6--7%. Количество нагнетаемого воздуха на первом этапе составило 103,6 тыс. м³.

С возобновлением нагнетания воздуха в скв. 798 содержание двуокиси углерода постепенно снизилось до 4%, а кислорода возросло до 8,5%. За второй этап (с 29 декабря 1966 г. по 10 февраля 1967г.) было закачено 374 тыс. м³ воздуха. После прекращения нагнетания воздуха (с 10 февраля до 22 марта 1967 г.) содержание двуокиси углерода в газе из скв. 798 возросло до 13,6%, а кислорода снизилось до 0,2%. В этот период в наблюдательных скважинах температура повысилась с 21 до 38°С. Такое изменение состава газа и температуры указывало на то, что в пласте происходит окисление нефти.

Нагнетание воздуха возобновили с 23 марта 1967 г. Приемистость скважины возросла в период с 23 по 29 марта с 16 до 28 тыс. м³/сут при увеличении давления на устье скважины с 2,5 до 3,5 МПа. В дальнейшем, несмотря на давление до 3,6 МПа, приемистость скважины снизилась до 11,5 тыс. м³/сут. С возобновлением закачки воздуха содержание кислорода в газе скв. 798 снизилось с 3,8% и к 7 апреля не превышало 0,1%. В этот период содержание двуокиси углерода возросло с 5 до 10%. После 31 марта 1967 г. в добываемом газе по скважинам (скв. 798, 831, 807, 821а, 823, 821, 771) содержание кислорода не превышало 1--2%, двуокиси углерода не снижалось менее 8--14%, а количество окиси углерода в газе наблюдательных скважин составляло 1--2%. Эти данные свидетельствуют о возникновении внутрипластового фронта горения.

Создание фронта горения в районе скв. 804 подтверждается и по замерам температуры в скв. 821, забой которой расположен на расстоянии 3,8 м от забоя скв. 804, и по данным термопар в скв. 804, которая расположена на 14,5 м выше кровли пласта.

12 апреля 1967 г. на забое скв. 821 была зафиксирована температура более 218°С. Свинец, спущенный на забой этой скважины 15 мая 1967г., расплавился, что свидетельствовало о температуре более 327°С.

Создание фронта горения подтверждается резким снижением приемистости нагнетательной скв. 804 после 31 марта 1967 г.

Анализ имеющихся данных показывает, что 29 марта 1967 г. можно считать датой создания фронта горения на первом опытном участке.

Аналогичным образом производились опыты по созданию внутрипластового давления на 2 и 3-м участках.

В конце августа 1977 г. перешли на процесс «влажного» горения. Совместную закачку воды и воздуха вели циклически.

Развитие процесса внутрипластового горения на Павловой Горе. В задачу изучения процесса внутрипластового горения входили следующие вопросы: контроль за продвижением фронта горения, выявление зоны охвата пласта горением; регулирование процесса; изучение влияния процесса на добычу жидкости и газа; изучение факторов, влияющих на работу оборудования и др.

После образования фронта горения проводили систематический анализ на содержание в добываемой продукции кислорода, окиси углерода и углекислого газа.

При контроле за составом газа обнаружилось, что достоверные результаты получаются по эксплуатационным скважинам.

При непрерывном отборе продукции из этих скважин обеспечивается получение проб газа, отражающих пластовые условия на момент их отбора. При периодическом же отборе проб газа из простаивающих наблюдательных скважин можно получить искаженные данные о составе газа. Известно, что двуокись углерода хорошо растворяется в нефти. После простоя наблюдательных скважин и создания депрессии на забое к фильтрующемуся по пласту газу может добавиться часть двуокиси углерода, выделяющегося из нефти. За счет этого в пробах газа из наблюдательных скважин содержание углекислого газа составляло до 25% и более, тогда как при горении в отходящих газах -- не выше 21%.

Пластовая температура в наблюдательных скважинах контролировалась по разрезу пласта (через 1-1,5 м) с помощью термопар. В эксплуатационных скважинах температура замерялась в период подземного ремонта максимальным ртутным термометром. Свойства пластовой нефти определяли по рекомбинированным пробам.

Данные о содержании кислорода, окиси углерода и углекислого газа в добываемом газе с 1967г. свидетельствуют об эффективности процесса внутрипластового горения на первом опытном участке и с конца февраля 1969 г. на втором участке. Содержание кислорода в газе из скважин в основном колеблется в пределах от нуля до долей процента, углекислого газа -- от 12 до 17%, окиси углерода по наблюдательным скважинам в первые месяцы процесса на первом участке -- в пределах 1-2%, а затем до 1% и долей процента.

Отличие состава газа от общей картины наблюдалось в отдельные периоды только по скв. 798, 821а, 821, 803, 802, 823 и 771. Повышалось содержание кислорода и понижалось количество углекислого газа, что связано с прорывом к скважинам нагнетаемого в пласт воздуха или прохождением через забой наблюдательных скважин фронта горения и подхода чистого воздуха. Для устранения прорыва воздуха к эксплуатационным скважинам ограничивали их дебиты или временно останавливали скважины. По прошествии некоторого времени они вводились в нормальную эксплуатацию.

Рассматривая распределение температуры по разрезу пласта в наблюдательных скважинах, видим, что максимальное ее значение наблюдается в средней части пласта, а к кровле и подошве температура резко снижается. Это объясняется потерями тепла через кровлю и подошву пласта при перемещении в нем фронта горения. По скв. 821, 822, 824 отмечается также тенденция к перемещению во времени максимума температуры ближе к кровле пласта, что связано с гравитационным разделением воздуха и нефти при фильтрации их по пласту.

Дебиты отдельных скважин западного залива Павловой Горы повысились в 10--15 раз по сравнению с дебитами до воздействия теплом.

За счет воздействия теплом на пласт добыча нефти из залежи увеличивалась в 4--5 раз.

Изменение свойств нефти в пластовых условиях связано с растворением в ней газообразных продуктов горения (в основном углекислого газа), что вызывает уменьшение ее вязкости и увеличение объемного коэффициента.

Заметных изменений физических свойств добываемой нефти за весь период процесса не установлено.

Оценка размеров выгоревших зон, фактической и критической плотностей потока воздуха на фронте горения проводилась по следующим формулам:

1. Радиус фронта горения:

2. Фактическая плотность потока воздуха:

3. Критическая плотность потока воздуха:

В формулах приняты следующие обозначения:

-- суммарное количество нагнетаемого воздуха, м³/сут;

Q_воз -- количество нагнетаемого воздуха, м³/сут;

-- расход воздуха на выжигание 1 м³ породы (350 м³/м³);

h_эф -- эффективная нефтенасыщенная мощность пласта, м;

-- коэффициент охвата пласта горением по мощности (принят равным 0,65);

-- коэффициент использования кислорода воздуха на фронте горения (принят равным 0,18);

-- минимальная допустимая скорость движения фронта горения (для первого участка 0,015 м/сут, для второго -- 0,03 м/сут).

Средний радиус выгоревшей зоны по состоянию на конец 1978 г. на первом участке равен 21 м, а на втором участке 15 м, что подтверждается и данными геофизических исследований. На третьем участке, согласно расчетам, он составляет 31,5 м.

Расчеты по определению плотности потока воздуха с предположением, что форма фронта горения радиальная, указывают на то, что примерно с 1970 г. плотность потока ниже критической. Однако в результате неравномерного распределения плотности воздушного потока на контуре фронта горения первого опытного участка произошло одностороннее его движение в виде «языка» по направлению к скв. 832. К концу 1972 г. фронт горения находился в непосредственной близости к забою этой скважины, в связи с чем эксплуатацию прекратили.

В целом по трем опытным участкам темп нагнетания воздуха был недостаточным вследствие того, что компрессорная станция не обеспечивала нужное количество подаваемого воздуха. Для нормальной разработки залежи Павлова Гора с применением внутрипластового горения необходимо довести мощность компрессорной станции до 100 тыс. м³/сут.

Отмечается затухание процесса в направлении скв. 831, 798, 797 и 824, что подтверждается замерами забойных температур в наблюдательных скважинах (скв. 822, 823, 824) и анализами газа из этих скважин.

Экономическая эффективность процесса внутрипластового горения

Дополнительные капитальные вложения на процесс составили 369 тыс. руб., в том числе на бурение новых скважин 104,4 тыс. руб. в 1966 г., 40 тыс. руб. в 1972 г.

Благодаря высокой эффективности процесса срок окупаемости затрат составил около 2,2 года.

Эксплуатационные затраты на процесс ежегодно в среднем составляют 110--120 тыс. руб., в том числе затраты на закачку воздуха 38,4 тыс. руб.

Себестоимость одной тонны дополнительно добытой нефти почти на 20% ниже себестоимости, которая была бы при разработке залежи без применения внутрипластового горения. Суммарный экономический эффект за весь период проведения процесса составил несколько сотен тысяч рублей, но с годами эффективность снижается. Так, в период активной фазы процесса (1967-1969 гг.) эффект составлял 18-20% в год, а за последнее время он снизился до 8-11% в год.

Исходя из сказанного, можно сделать следующий вывод.

В целом работы по охвату внутрипластовым горением залежи нефти западного залива Павловой Горы проходят на высоком технико-экономическом уровне. Перспективность разработки залежи Павлова Гора обоснована в ряде работ КраснодарНИПИнефти. Суммарная добыча нефти при применении внутрипластового горения только на западном заливе составит около 164 тыс. т, в результате чего конечный коэффициент нефтеотдачи приблизится к 0,63 (при эксплуатации залежи на режиме истощения этот коэффициент составил 0,11).

4.4 Освоение скважины

На успешность обработок (получение дополнительной нефти) влияет метод освоения скважин. За счет образования высоковязких продуктов окисления нефти в призабойной зоне скважины возможно снижение ее продуктивности. Поэтому одной из задач освоения скважин должно быть обеспечение удаления образовавшихся вязких продуктов. Это может быть достигнуто следующим образом.

1. Дренажем призабойной зоны непосредственно после окончания обработки. При этом благодаря наличию высокой температурной зоны снижается вязкость окисленных продуктов, что приводит к некоторой очистке фильтра скважины. Снижение давления через штуцер ограничивает темп нарастания депрессии на пласт, что предупреждает повреждение фильтра. Давление снижается до полного прекращения выхода газов.

Повторным, более значительным прогревом (по радиальному направлению) призабойной зоны путем циклического нагнетания пара (до 1000 м³ пара на 1 м мощности пласта).

Применением эффективных растворителей асфальто-смолистых веществ.

Закачкой нефти в скважину (2--3 объема ствола скважины) .

По завершении одной из указанных операций освоения в скважину спускается глубиннонасосное оборудование, после чего оно вводится в эксплуатацию.

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

Вторым объектом по воздействию на пласт внутрипластовым горением была выбрана в 1964 г. линза IV сарматского горизонта залежи тяжелой нефти месторождения Зыбза-Глубокий Яр. Продуктивный пласт характеризуется неоднородностью коллекторских свойств как по разрезу, так и по площади. Коллектор представлен прослоями глин, алевролитов, доломитовыми и глинистыми брекчиями или глубообломочной трещиноватой брекчией с проницаемостью от 0,05 до 1 Д и более. Резервуаром для нефти служат насыщенные нефтью трещины и поры породы либо пустоты, образованные брекчией.

Ниже приведены характеристика нефти, данные по линзе и некоторые параметры технологической схемы.

Площадь линзы, га 6,7

Средняя глубина залегания пласта, м 660

Средняя мощность, м 5,7

Текущая нефтенасыщенность пласта, % .42,1

Пластовая температура, °С 29

Плотность нефти, г/см³ 0,976

Вязкость пластовой нефти, Па·с 2

Атомное соотношение (Н/С) 1,586

Содержание сернокислотных смол, % 64

Расход топлива (коксового остатка), кг/м³ 39,4

Расход воздуха на 1 м³ породы, м³/м³ 425

Рис. 12. Структурная карта по кровле линзы IV сарматского горизонта и карта равных мощностей: І -- нагнетательные скважины; ІІ -- эксплуатационные скважины; ІІІ -- наблюдательные скважины; IV -- граница выклинивания линзы; V -- изогипсы по кровле линзы; VI -- линии равных мощностей; VII -- границы отдельных участков

Для выбранного объекта, согласно технологической схеме, была предусмотрена линейная схема термического воздействия на пласт. Три нагнетательные скважины расположены по короткой оси средней части линзы на расстоянии 70 м друг от друга, а развитие фронта горения в одну и другую стороны линзы -- на 230 и 130 м. По обе стороны от линии нагнетательных скважин для контроля за процессом расположено по одной наблюдательной скважине, что видно на рис. 91.

С начала проведения опытных работ увеличения добычи нефти из эксплуатационных скважин за счет процесса внутрипластового горения практически не получено.

В результате работ на выбранном опытном участке в 1970-1973 гг. установлено, что граница распространения линзы, мощность пласта и его нефтенасыщенность имеют существенно различные значения по сравнению с теми, которые были отмечены в проекте разработки. Объект не соответствует ранее имевшимся представлениям, а условия для проведения эксперимента по осуществлению внутрипластового горения оказались крайне неблагоприятными.

Были сделаны основные выводы:

1. Осуществление процесса ВГ на залежах тяжёлых высоковязких нефтей с коллекторами трещинного типа характеризуется значительной сложностью как в начальный период инициирования горения, так и в последующем периоде регулирования перемещения фронта горения.

Основная причина сложности осуществления процесса -- неоднородность физических свойств коллектора (пористости, проницаемости, нефтегазоводонасыщенности, тепловых свойств).

Полученные негативные результаты при использовании метода ВГ в условиях микро- и макропористого коллекторов имеют определенное научное значение и должны быть учтены при выборе метода теплового воздействия на пласт с учетом физико-геологических особенностей нефтенасыщенного коллектора.

Наличие развитой системы трещин при недостаточной насыщенности жидкостью обусловило быстрое возникновение прорывов нагнетаемого воздуха к скважинам.

Проведение опытных работ на объекте дало отрицательные результаты, практически увеличения продукции не получено, несмотря на то, что процесс нормального горения продолжался около пяти месяцев.

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

При реализации процесса внутрипластового горения необходим контроль за параметрами, сопутствующими процессу горения. Апробированными считаются способы контроля:

- систематические наблюдения за концентрацией в добываемом с нефтью газе по скважинам компонентов - кислород, углекислый газ, оксид углерода, азот;

- периодические замеры пластовой температуры по наблюдательным и добывающим скважинам, а также пластового давления по нагнетательным и добывающим скважинам;

- определение расхода воздуха и воды по нагнетательным скважинам;

- систематические замеры по добывающим скважинам дебитов нефти, воды, газа и определение степени обводнённости и газового фактора;

- периодическое определение свойств добываемой нефти (плотность, вязкость) по скважинам.

При внутрипластовом горении применяется метод исследования физико-химических систем с целью получения информации об изменении физико-химических свойств добываемых нефти, воды и газов.

Физико-химический контроль включает в себя: определение плотности, вязкости, содержания фракций, выкипающих до температуры 300-350^оС, асфальтенов, смол, парафина - по извлекаемой нефти; определение плотности, водородного показателя, содержания ионов - по попутной и закачиваемой воде; определение содержания азота, кислорода, диоксида углерода, оксида углерода, углеводородов - по газам горения.

Расстановка контрольных скважин

Эффективность и качество контроля за разработкой месторождения методом ВГ могут быть значительно повышены за счёт бурения контрольных скважин, расположенных по определённой схеме.

При расстановке контрольных скважин прежде всего необходимо учитывать активные фильтрационные направления, которым будут сопутствовать и тепловые потоки. Необходимо осуществить также контроль за нейтральными линиями тока, так как и по этим линиям тока могут протекать обходные фильтрационные потоки. Контрольные скважины должны располагаться на пересечении лучей, соответствующих главным и нейтральным линиям тока, и концентрических окружностей проведённых из центра скважинного элемента. Для примера рассмотрим расстановку контрольных скважин в семиточечном элементе.

Расстановка контрольных скважин может быть осуществлена по нескольким схемам:

1. по трём активным (1, 3, 5) и трём нейтральным (8, 10, 12) линиям тока;

2. по шести активным линиям тока (1, 2, 3, 4, 5, 6);

3. по всем 12-ти направлениям - шести активным и шести нейтральным.

При размещении контрольных скважин по лучам должен выполняться принцип симметрии разведения лучей с постоянным угловым шагом. Число контрольных окружностей должно быть не менее четырёх. При реализации процесса ВГ радиус первой окружности должен быть не более 10 м от забоя нагнетательной скважины, так как здесь начинается наиболее высокотемпературный процесс и необходимо фиксировать начало горения и контролировать температуру.

Функции контрольных скважин различны. Те контрольные скважины, которые располагаются на окружностях радиусом 10, 20 и 50 м (при 100 метровой сетке скважин), выполняют функцию термокармана, диаметр которого составляет 52-76 мм. Эти скважины не перфорируются, а служат только для замера температуры.

Контрольные скважины расположенные на окружности с радиусом 80 м, предназначены для замера пластового давления и температуры. Они перфорируются и оборудуются также, как и добывающие и позволяют проводить все термогидродинамические исследования.

Способы регулирования процесса горения

Способы регулирования подразделяются на несколько групп:

1. Поддержание внутрипластового горения в разрабатываемом объекте:

- определение необходимого расхода воздуха по нагнетательным скважинам и изменения расхода во времени;

- временную закачку воздуха в отдельные добывающие скважины в направлении затухания процесса горения.

2. Повышение эффективности процесса внутрипластового горения при сочетании горения с заводнением:

- переход от сухого горения к влажному или сверхвлажному;

- переход на закачку в пласт воды для проталкивания созданной тепловой оторочки к забоям добывающих скважин.

3. Сохранение оборудования добывающих скважин:

- закачка воды в затрубное пространство добывающих скважин, на забое которых наблюдается интенсивный рост температуры;

- вывод из работы скважин, интенсивно обводняющихся горячей водой;

- подача ингибиторов в затрубное пространство скважин для предотвращения коррозии подземного оборудования.



6. Охрана окружающей среды

Разработка нефтяных месторождений внутрипластовым горением сопряжена с образованием в пласте газов ВГ, поступающих в систему сбора вместе с продукцией добывающих скважин, что и породило проблему их обезвреживания.

Газы ВГ представляют собой многокомпонентную смесь воздуха, нефтяного газа и продуктов сгорания, а также продуктов разложения пород коллектора.

Процесс ВГ может осуществляться как на поздней стадии эксплуатации старых месторождений, так и на вновь вводимых, и составы и количества газов ВГ будут различны. Также на одном и том же месторождении с течением времени разработки происходит изменение состава газов - уменьшение содержания углеводородов и увеличение содержания азота.

В общем случае в состав газов ВГ входят безвредные газы - азот, кислород, водород; газы загрязняющие атмосферу - диоксид углерода и углеводороды С₁ - С₃; токсичные компоненты - углеводороды С₄ и выше, оксид углерода и соединения серы.

Наличие токсичных компонентов в составе газов ВГ требует их обезвреживания перед выбросом в атмосферу. Для этого требуются сведения не вообще о газах ВГ, а конкретных газах ВГ с фиксированным их составом, т. е. необходима классификация газов ВГ.

Предложена следующая классификация:

Таблица 4



Поскольку газы ВГ представляют собой сложную многокомпонентную смесь, то их обезвреживание в одну стадию невозможно. Технологии обезвреживания таких газов должны быть многостадийными. Но такая технология не может быть применена, т.к. она очень сложна для реализации в промысловых условиях.

Учитывая наличие в газах ВГ значительного количества горючих компонентов, в структурной схеме обезвреживания рационально предусмотреть стадию термического окисления.

Общая структурная схема, рекомендуемая для обезвреживания различных газов ВГ: предварительная очистка от сероводорода, термическое окисление горючих компонентов, очистка продуктов окисления от диоксида серы.



ВЫВОДЫ

На сегодняшний день в Российской Федерации наиболее актуальна проблема повышения нефтеотдачи пластов для нефтяных залежей Западной Сибири, крупнейшего нефтедобывающего региона в нашей стране. Одним из высокоперспективных нетрадиционных источников углеводородного сырья в этом регионе являются отложения баженовской свиты. Запасы нефти в этих отложениях колоссальны и составляют около 1 трлн. т. Но огромной проблемой при добыче нефтяного сырья из баженовской свиты являются её фильтрационные свойства, проницаемость пластов в свите очень мала и это делает добычу нефти на многих месторождения данной свиты экономически невыгодной из-за малых дебитов.