Внутрипластовое горение (рис. 8). Сущность процесса
сводится к образованию и перемещению по пласту высокотемпературной зоны
сравнительно небольших размеров, в которой тепло генерируется в результате
экзотермических окислительных реакций между частью содержащейся в пласте нефти
и кислородом нагнетаемого в пласт воздуха.
Рис. 8
Внутрипластовое горение
В качестве топлива для
горения расходуется часть нефти, остающаяся в пласте после вытеснения ее газами
горения, водяным паром, водой, испарившимися фракциями нефти впереди фронта
горения и претерпевающая изменения вследствие дистилляции, крекинга и других
сложных физико-химических процессов. Выгорает 5–25% запасов нефти.
Исследованиями установлено, что с увеличением плотности и вязкости нефти расход
сгорающего топлива увеличивается, а с увеличением проницаемости уменьшается.
Процесс внутрипластового горения
имеет следующие разновидности по направлению движения окислителя:
– прямоточный
процесс, когда движение зоны горения и окислителя совпадают;
– противоточный
процесс, когда зона горения движется навстречу потоку окислителя.
Технология процесса
заключается в следующем. Сначала компрессорами закачивают воздух. Если в
течение первых месяцев не обнаруживается признаков экзотермических реакций (по
данным анализов газа и температуры в добывающих скважинах), то приступают к
инициированию горения. Его можно осуществить одним из методов: электрическим
забойным нагревателем, который опускается в скважину на кабеле и обдувается
воздухом; забойной газовой горелкой, опускаемой в скважину на двух
концентричных рядах труб (для раздельной подачи топлива и воздуха);
использование теплоты химических окислительных реакций определенных веществ
(пирофоров); подачей катализаторов окисления нефти.
После создания фронта
горения в призабойной зоне нагнетательной скважины дальше его поддерживают и
перемещают по пласту закачкой воздуха, с постоянно возрастающим его расходом.
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 1. При
нормальном течении процесса в ней остается сухая, свободная от каких-либо
примесей порода пласта. У кровли и подошвы пласта в данной зоне после
прохождения фронта горения может оставаться нефтенасыщенность 2, так как в
связи с потерями тепла в кровлю и подошву температура в этих частях может
оказаться недостаточной для воспламенения топлива. Исследованиями установлено,
что зона фронта горения 3 имеет сравнительно малые поперечные размеры и не
доходит до кровли и подошвы пласта. Непосредственно перед фронтом горения в
поровом пространстве породы движется зона 4 коксообразования и испарения
сравнительно легких фракций нефти и связанной воды. Нагрев этой области пласта
осуществляется за счет теплопроводности и конвективного переноса тепла парами
воды, нефти и газообразными продуктами горения. Температура в этой зоне падает
от температуры горения до температуры кипения воды (в смеси с нефтью) при
пластовом давлении.
Перед зоной испарения
движется зона 5 конденсации паров воды и нефти. Температура зоны равна
температуре кипения смеси воды и нефти. Впереди этой зоны движется зона 6
жидкого горячего конденсата нефти и воды. Температура в зоне 6 снижается от
температуры конденсации до пластовой. Впереди зоны конденсата нефти и воды
может образоваться «нефтяной вал» зона 7 (зона повышенной нефтенасыщенности)
при температуре равной пластовой. Последняя зона 8 – зона нефти с начальной
нефтенасыщенностью и пластовой температурой, через которую фильтруются
оставшиеся газообразные продукты горения.
Эффективная реализация
процесса внутрипластового горения зависит от правильного подбора нефтяной
залежи и всестороннего обоснования признаков, влияющих на успешное и
экономичное применение такого способа.
Для внутрипластового
горения наиболее благоприятны продуктивные пласты толщиной 3–25 м.
Остаточная нефтенасыщенность должна составлять 50–60%, а первоначальная
обводненность не более 40%. Вязкость и плотность нефти могут варьироваться в
широких пределах. Пористость пласта существенно влияет на скорость продвижения
фронта горения и потребное давление для окислителя. Проницаемость более 0,1 мкм2.
Влажное внутрипластовое
горение. Процесс
влажного внутрипластового горения заключается в том, что в пласт вместе с
воздухом закачивается в определенном количестве вода, которая, соприкасаясь с
нагретой движущимся фронтом горения породой, испаряется. Увлекаемый потоком
газа пар переносит теплоту в область впереди фронта горения, где вследствие
этого развиваются обширные зоны прогрева, выраженные в основном зонами
насыщенного пара и сконденсированной горячей воды.
Смысл применения влажного
внутрипластового горения заключается в том, что добавление к нагнетаемому
воздуху агента с более высокой теплоемкостью – воды, улучшает теплоперенос в
пласте, что способствует перемещению теплоты из задней области в переднюю
относительно фронта горения. Использование основной массы теплоты в области
позади фронта горения, т.е. приближение генерированной в пласте теплоты к фронту
вытеснения нефти, существенно повышает эффективность процесса теплопереноса и
извлечения нефти.
Паротепловые
обработки призабойных зон скважин и закачка в пласт теплоносителя. Являются наиболее широко
применяемыми методами добычи тяжелых нефтей и природных битумов.
Процесс
паротепловой обработки (ПТОС) призабойной зоны скважины заключается в
периодической закачке пара через НКТ в добывающие скважины для разогрева
призабойной зоны пласта и снижения в ней вязкости нефти, т.е. для повышения
продуктивности скважин. Цикл (нагнетание пара, выдержка, добыча) повторяется
несколько раз на протяжении стадии разработки месторождения. Такой метод
называется циклическим.
Основные
достоинства – высокий дебит после обработки, меньшие потери тепла по стволу
скважины в кровлю и подошву пласта, температура обсадной колонны при нагнетании
пара ниже, чем при других вариантах.
Недостатки –
падение дебита при последующих циклах, неполное извлечение нефти из пласта,
ограниченность зоны прогрева пласта и др.
Существует
циркуляционный вариант, при котором пар нагнетают по кольцевому пространству к
забою, оборудованному пакером, а через НКТ откачивают конденсат вместе с
нефтью. Для этого варианта необходим мощный, однородный пласт, хорошо
проницаемый в вертикальном направлении.
Преимущество:
эксплуатация скважины не прекращается.
Недостатки:
большие потери тепла, высокая температура обсадной колонны и необходимость её
защиты от деформации, ограниченность прогрева пласта, необходимость создания
специальных пакеров и скважинных насосов для работы при высоких температурах.
Площадной
вариант – пар подают в нагнетательную скважину, а нефть,
вытесняемая
из пласта оторочкой горячего пароконденсата и пара, добывается
из соседних
добывающих. Идет процесс непрерывного фронтального вытеснения нефти из пласта.
Преимущество:
высокая нефтеотдача пласта в результате прогрева большой зоны.
Недостатки:
затрата значительного количества тепловой энергии, в результате чего метод
иногда бывает экономически невыгоден.
Из-за того,
что паротепловому воздействию подвергается только призабойная зона скважины,
коэффициент нефтеизвлечения для такого метода разработки остается низким (15–20%).
Еще одним из недостатков метода является высокая энергоемкость процесса и
увеличение объема попутного газа. Поэтому, в основном ПТОС применяются как
дополнительное воздействие на призабойную зону скважины при осуществлении
процесса вытеснения нефти теплоносителем из пласта, т.е. нагнетания
теплоносителя с продвижением теплового фронта вглубь пласта.
Увеличение
нефтеотдачи пласта при закачке в него теплоносителя достигается за счет
снижения вязкости нефти под воздействием тепла, что способствует улучшению
охвата пласта и повышает коэффициент вытеснения. В качестве рабочих агентов
могут использоваться горячая вода, пар, горячий полимерный раствор и т.д.
Закачка горячей воды. В определенных физико-геологических условиях, в особенности
с ростом глубин залегания пластов и повышением давления нагнетания теплоносителей,
технологически и экономически целесообразно нагнетать в пласт высокотемпературную
воду (до 200 °С), не доводя ее до кипения, так как при высоких давлениях
(25 МПа) энтальпия пара, горячей воды или пароводяной смеси практически не
различается. После предварительного разогрева призабойной зоны пласта и
вытеснения нефти на расстояние нескольких десятков метров от скважины можно
переходить на закачку холодной воды. Размеры зон прогрева и последующего
охлаждения определяются термогидродинамическими расчетами в зависимости от
темпа нагнетания горячей и холодной воды, температур пласта и теплоносителя, а
также теплофизических характеристик пласта и теплоносителя. Доказана высокая
эффективность от нагнетания высокотемпературной горячей воды при различных
геолого-физичских условиях.
Вытеснение нефти паром. На основании лабораторных и промысловых опытов
установлено, что наиболее эффективным рабочим агентом, используемым для
увеличения нефтеотдачи, является насыщенный водяной пар высоких давлений (8–15
МПа). Объем пара может быть в 25–40 раз больше, чем объем воды. Пар в состоянии
вытеснить почти до 90% нефти из пористой среды.
Увеличение нефтеотдачи пласта в процессе
нагнетания в него пара достигается за счет снижения вязкости нефти под
воздействием температуры, что способствует улучшению охвата пласта процессом, а
также за счет расширения нефти, перегонки ее с паром и экстрагирования
растворителем, что повышает коэффициент вытеснения. Основную долю эффекта
вытеснения нефти (40–50%) обеспечивает снижение вязкости нефти, затем
дистилляция нефти и изменение подвижностей (18–20%) и в меньшей степени – расширение
и смачиваемость пласта.
С целью недопущения рассеивания тепла в
окружающие породы, для воздействия паром выбирают нефтяные пласты с достаточно
большой толщиной (15 м и более).
К недостаткам метода вытеснения нефти паром
следует прежде всего отнести необходимость применения высококачественной чистой
воды для парогенераторов, чтобы получить пар с насыщенностью 80% и
теплоемкостью 5000 кДж/кг. В воде, питающей парогенератор, должно содержаться
менее 0,005 мг/л твердых взвешенных частиц и полностью должны отсутствовать органические
вещества (нефть, соли), растворенный газ (особенно кислород), а также катионы
магния и кальция (нулевая жесткость).
Обработка воды химическими реагентами,
умягчение, удаление газов, обессоливание требуют больших расходов, иногда
достигающих 30–35% от общих расходов на производство пара.
Вытеснение нефти паром из песчаных пластов
после прогрева и подхода фронта пара к добывающим скважинам сопровождается
выносом песка, а из глинистых пластов – снижением их проницаемости, что создает
дополнительные трудности.
Отношение подвижностей пара и нефти хуже, чем
отношение подвижностей воды и нефти, поэтому охват пласта вытеснением паром
ниже, чем при заводнении, особенно в случае вязкостей нефти более 800 – 1000
мПа·с. Повышение охвата пластов процессом вытеснения нефти
паром – одна из основных проблем, требующих решения. Другая, наиболее сложная
проблема при применении пара – сокращение потерь теплоты через обсадные колонны
нагнетательных скважин, которые в обычных условиях достигают 3–4% на каждые 100 м
глубины скважины.
При больших глубинах скважин (1000 м и
более) потери теплоты в нагнетательных скважинах могут достигать 35 – 45% и
более от поданной на устье скважины, что сильно снижает экономическую
эффективность процесса. Термоизоляция паронагнетательных труб особенно в
глубоких скважинах снижает эти потери, но при этом встречаются технические
трудности. Цементация колонны должна осуществляться до самого устья скважины.
Цемент должен быть расширяющимся со специальными добавками (до 30 – 60% кремнезема),
термостойким.
Основное ограничение на применение метода – глубина
не более 800–1000 м.
Несмотря на
накопленный опыт в области тепловых методов воздействия на пласты, для
отечественной нефтяной промышленности представляется крайне необходимым поиск и
создание новых более совершенных технологий разработки залежи тяжелый нефтей и
битумов. Это обусловлено как структурой «нетрадиционных» запасов нефти, так и
необходимостью более полной выработки запасов углеводородов при достаточной
высокой эффективности их добычи. Как уже отмечалось выше, более 2/3 извлекаемых
запасов «нетрадиционных» углеводородов в России приходится на битумы, а не на
тяжелую нефть. Геологические ресурсы природных битумов на порядок превышают извлекаемые
запасы тяжелой нефти. Для разработки таких месторождений с достижением
приемлемыми значениями коэффициентов извлечения необходимы новейшие тепловые
методы, превосходящие по эффективности уже традиционные технологии теплового
воздействия.
Совершенствование методов
разработки высоковязких нефтей и природных битумов
высоковязкий нефть
разработка месторождение
Для исключения
убыточности и нерентабельности разработки месторождений высоковязких нефтей и
природных битумов в России и за рубежом ведутся работы, направленные на
совершенствование и создание технологий повышения нефтеотдачи, позволяющих
разрабатывать вышеуказанные месторождения с наибольшей экономической
эффективностью.
В сфере разработки
месторождений трудноизвлекаемого сырья, необходимо отметить деятельность таких
компаний как «Удмуртнефть», «Татнефть», «РИТЭК».
Страницы: 1, 2, 3, 4
|