Добычи нефти и газа. Нефтеотдача

 

При внутрипластовом  горении действует широкий комплекс механизмов извлечения нефти: вытеснение ее газообразными продуктами горения, водой, паром; дистилляция легких фракций  нефти; разжижение нефти под действием  высокой температуры и углекислого газа. Образованные за счет дистилляции легкие фракции нефти переносятся в область впереди теплового фронта и, смешиваясь с исходной нефтью, играют роль оторочки растворителя.

 

В процессе прямоточного горения температура и профиль  насыщения флюидами в пласте развиваются согласно характерным зонам. Прямоточный процесс ВГ включает: выжженную зону, содержащую окислитель (воздух); зону горения, содержащую кокс; зону испарения (многофазную зону), содержащую пар, газы, воду, легкие углеводороды: зону конденсации, или трехфазную зону, содержащую нефть и газ; зону пласта, не охваченную воздействием (рис.34).

 

 

 

         Рис.34 - Схема процесса прямоточного  внутри пластового горения (по  Р.Х. Муслимову. 1999):

 

а – темпсратурные  зоны в пласте, б – зоны распространения процесса: 1,2 – нагнетательная и добывающая скважины; 3.4,7.8 – зоны: соответственно выжженная, испарения, конденсации и пара; 5 – легкие углеводороды; 6 – нефтяной вал; 9 – фронт горения.

 

 

Зона 1. В этой области  пласта фронт горения уже прошел, она состоит практически из сухой породы без нефти. В порах фильтруется окислитель. Температура в ней достаточно высокая, плавно увеличивается в направлении вытеснения. По мере фильтрации в этой зоне происходит нагревание закачиваемого окислителя за счет контакта с нагретым коллектором.

 

Зона 2 – зона горения  и коксообразования. В ней происходят высокотемпературные окислительные  процессы, т.е. горение остаточного  коксоподобного топлива. Температура  в этой зоне достигает своего максимального  значения, которая обычно составляет 350-600°С. В результате горения образуются углекислый газ, окись углерода и вода. Тепло, выделяемое в процессе горения, аккумулируется в следующей зоне и затем отдается потоку окислителя.

 

Термохимическая реакция  горения кокса записывается стехиометрическим уравнением вида

 

 

 

 

где n – атомное отношение  Н : С, содержащихся в одном моле коксе; m – отношение молей СО2 и СО в продуктах горения; СНm – молекулярная формула кокса.

 

По этому уравнению  можно оценивать количество кислорода и топлива, необходимых.для поддержания горения в пласте. В лабораторных условиях установлено, что минимальное количество горючего, которое необходимо для поддержания внутрипластового горения, составляет 18-30 кг на 1 м3 нефтенасыщенной породы. Расход воздуха на сгорание 1 кг топлива (кокса) составляет обычно 10-12 м3.

 

В зоне 2 под действием  высокой температуры происходит крекинг и окислительный пиролиз  фракций нефти, которые не были вытеснены  к этому времени, с образованием жидких и газообразных продуктов с последующим растворением в нефти впереди фронта горения. Из тяжелых остатков в результате сложных термохимических реакций образуется коксоподобное вещество, которое служит топливом для поддержания процесса внутрипластового горения, а газообразные и жидкие углеводороды потоком газов горения и пара, образовавшегося из реакционной воды, вытесняются в направлении фильтрации. Углекислый газ, образующийся при горении, растворяется в воде и в нефти, повышая их подвижность.

 

В зоне 3 происходит испарение  воды, содержащейся в пласте в свободном и связанном состоянии. При испарении воды с температурой в зоне 150-200°С происходит процесс перегонки нефти в потоке горячих паров воды и газов. Поток способствует испарению при этой температуре более тяжелых фракций нефти, чем при обычном кипении. Этими процессами определяется многофазность зоны испарения, где одновременно присутствуют пар, газы, вода и легкие углеводороды.

 

В начале зоны 4 происходит конденсация паров воды и углеводородных газов, образованных в зоне 3. Конденсирующаяся влага образует зону повышенной водонасыщенности. Кроме того, из сконденсировавшихся паров воды может возникнуть оторочка горячей воды (вал горячей воды), которая вместе с газообразными продуктами вытесняет нефть из пласта. Впереди оторочки (вала) горячей воды, за счет конденсации газообразных углеводородов, образуется нефтяной вал (зоны 5,6), который вытесняет первичную нефть в направлении фильтрации жидкостей (рис.34).

 

При прямоточном горении  ввиду малой теплоемкости закачиваемого  окислителя, основная доля выделившегося тепла остается позади фронта горения и не участвует в процессе вытеснения нефти. Как видно из схемы распределения температуры в пласте в процессе горения (рис.34а), впереди фронта горения температура пласта довольно резко снижается, вплоть до пластовой температуры, так как переброшенное потоками газа тепло расходуется на нагревание породы и содержащейся в ней нефти. А позади фронта, наоборот, из-за рассеивания тепла в окружающие пласт породы наблюдается плавное ее снижение. Поэтому размер прогретой области впереди фронта существенно меньше, чем позади фронта.

 

Итак, суммарный результат  воздействия движущегося очага  горения на пласт складывается из многочисленных эффектов, способствующих увеличению нефтеотдачи: образуются легкие углеводороды, конденсирующиеся в ненагретой зоне пласта впереди фронта горения и уменьшающие вязкость нефти; конденсирующаяся влага образует зону повышенной водонасыщенности (вал горячей воды); происходит термическое расширение жидкостей и породы, увеличивается проницаемость и пористость за счет растворения цементирующих материалов; углекислый газ, образующийся при горении, растворяется в воде и в нефти, повышая их подвижность; тяжелые осадки нефти подвергаются пиролизу и крекингу, что увеличивает выход углеводородов из пласта.

 

В ходе теоретических  и промысловых исследований установлено, что с увеличением плотности  и вязкости нефти расход сгорающего топлива увеличивается, с увеличением  проницаемости пород – уменьшается. В зависимости от геолого-физических условий пласта расход сгорающего топлива может составить 10-40 кг на 1 м3 пласта, или 6-25% первоначального содержания нефти в пласте. Проницаемость пористой среды незначительно влияет на механизм горения, хотя требует повышенного давления нагнетания и увеличивает сроки реализации процесса.

 

Опыт показывает, что  при нагнетании в нефтесодержащий  пласт окислителей, могут протекать  процессы низкотемпературного окисления (при t= 100-200°С), которые отличаются от рассмотренных тем, что в связи  с пониженной температурой процесс  этот может охватывать значительные зоны пласта в более короткие сроки. При длительных подачах окислителя в пласт в больших количествах наступает самопроизвольное воспламенение нефти.

 

При нагнетании воздуха  в пласт для поддержания процесса горения, как правило, не весь кислород, содержащийся в воздухе, расходуется на горение. Бакинскими исследователями (P.M. Мехтибейли, З.А. Султановым) установлено, что часть окислителя может теряться на взаимодействие с породой, что значительно увеличивает удельную потребность окислителя. Отношение количества кислорода, участвующего в реакции внутрипластового горения, к общему его количеству, введенному в пласт с нагнетаемым воздухом, называется коэффициентом использования кислорода.

 

Коэффициент использования  кислорода – важный показатель эффективности процесса ВГ. Его снижение при прочих равных условиях приводит к увеличению относительного расхода воздуха. По промысловым данным он колеблется в пределах 0,5-0,98.

 

К сказанному добавим, что  поскольку при ВГ тепловая энергия  образуется непосредственно в пласте, исключаются тепловые потери по стволу скважин, которые имеют место при закачке теплоносителей. Кроме этого, при внутрипластовом горении зона внутрипластового генерирования тепла перемещается по направлению к добывающим скважинам, поэтому снижаются тепловые потери в окружающие породы через кровлю и подошвы пласта.

 

Сухое внутрипластовое  горение (СВГ). Это обычное внутрипластовое  прямоточное горение, в котором  в нагнетательные скважины после  инициирования горения для его  поддержания закачивается только воздух. Расход воздуха на 1 т добываемой нефти, по данным практики, колеблется от 400 до 3000 м3.

 

Влажное внутрипластовое  горение (ВВГ). Это разновидность  внутрипластового горения, позволяющего интенсифицировать разработку месторождений с высоковязкими нефтями, увеличивая конечную нефтеотдачу. При этом в нагнетательные скважины после создания устойчивого очага горения вместе с воздухом или попеременно закачивают (в определенном соотношении) воду. При этом вода, контактируя с нагретой породой, испаряется. Пар. увлекаемый потоком воздуха (газа), переносит тепло в область, находящуюся впереди фронта горения. Вследствие высокой теплоемкости воды, скорость конвективного переноса теплоты водовоздушной смесью возрастает, потери теплоты позади фронта горения сокращаются, количество необходимого воздуха на осуществление процесса снижается в 2-3 раза по сравнению с сухим процессом горения.

 

Диапазон соотношений  закачиваемых в пласт объемов  воды и воздуха составляет примерно 1-5 м3 воды на 1000 м3 воздуха, т.е. водовоздушное отношение должно составлять порядка (1:5)∙10-3 м3/м3 [3]. По данным ВНИИ, водовоздушное отношение должно находиться в пределах 0,004-0,002 м3/м3. Конкретные значения водовоздушного отношения определяются геолого-физическими и технологическими условиями осуществления процесса.

 

Сверхвлажное внутрипластовое  горение (СВВГ). Процесс является разновидностью внутрипластового горения, осуществляемого  при увеличении водовоздушного соотношения  в закачиваемой смеси воды и воздуха  или в сочетании с заводнением. При этом тепловая энергия, выделяемая при горении остаточного топлива в пласте, становится недостаточной для испарения всей массы закачиваемой воды. В этом случае исчезает зона перегретого пара, и температура в зоне реакции существенно снижается. Процесс высокотемпературного окисления (горения) переходит в процесс низкотемпературного окисления остаточного топлива.

 

По данным ВНИИ, при  сверхвлажном горении водовоздушное  отношение (ВВО) достигает 0,002-0,01 м3/м3. При  максимальном значении ВВО коэффициент использования кислорода резко снижается, диффузионный режим может перейти в кинетический, и тепловыделение может быть недостаточным для поддержания горения. Различают два основных типа реакций окисления: высокотемпературное горение и жидкофазное окисление.

 

При сверхвлажном горении  утилизация кислорода улучшается, а  коэффициент использования топлива  при достаточно высоком ВВО становится меньше единицы, что связано с  увеличением роли конвективного  потока воды в процессе. Процесс  СВВГ протекает при температуре 200-250°С в отличие от влажного и сухого горения, когда температура достигает 400-600°С и соответствует температура насыщенного водяного пара. А скорость перемещения зоны генерации тепла при сверхвлажном горении пропорциональна водовоздушному фактору и определяется темпом нагнетания воды, а не воздуха. При сверхвлажном горении эта скорость возрастает в несколько раз. С увеличением ВВО снижаются расходы сгорающего топлива и воздуха.

 

Таким образом, процессу СВВГ характерно следующее: во всей области теплового воздействия в фильтрующемся потоке жидкости присутствует вода; экзотермические реакции, необходимые для поддержания процесса, протекают в прогретой зоне; окислительные реакции происходят в низкотемпературном режиме; полное вытеснение нефти после теплового фронта не достигается.

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

 

Повышение нефтеотдачи  на разрабатываемых месторождениях равносильно открытию новых месторождений, поэтому данная проблема актуальна  для всех нефтедобывающих стран  мира.

 

Несомненно, что из всех новых методов повышения нефтеотдачи пластов наиболее подготовленными в технологическом и техническом отношении являются термические, позволяющие добывать нефть вязкостью до 100 МПа с увеличением при этом конечной нефтеотдачи до 30 - 50%. В частности, метод паратеплового воздействия наиболее распространен как на промыслах стран СНГ, так и за рубежом.

 

Основные факторы, определяющие рост объема добычи нефти за счет термических  методов, это наличие:

 

- ресурсов высоковязкой  нефти;

 

- высокоэффективных технологий воздействия на залежи нефти;

 

- теплоэнергетического  оборудования;

 

- термостойкого внутрискважинного  и устьевого оборудования;

 

- возможности эффективного  контроля за процессами их  регулирования.

 

Широкое развитие термических  методов добычи нефти связано с решением комплекса сложных научных и технических проблем. Среди них особое место занимают вопросы изучения механизма нефтеотдачи пластов применительно к различным геолого-физическим условиям, возможности эффективного использования особенностей строения конкретных объектов, а также сочетание тепловых и других методов повышения нефтеотдачи пластов, способствующих совершенствованию технологических процессов с доведением коэффициента нефтеодачи до 50-60%.

 

Нефтенасыщенные пласты - коллекторы среднеюрской залежи с глубиной залегания до 370 м и мощностью 50 - 60 м представлены песками и глинами с редкими прослоями алевролитов. Размер частиц от 0,01 до 0,25 мм; состав: кварц (80 - 90%), полевые шпаты (5 - 10%), смолы (2 - 5%); средняя пористость 32%; проницаемость 0,15 - 0,47 мкм; средняя остаточная нефтенасыщенность 0,28 доли единиц.

 

Коэффициент теплопроводности составляет 0,881 Вт/м·К, что является благоприятной предпосылкой успешного  теплового воздействия. Нефть высокоплотная - 0,897 г/см3 в пластовых условиях и 0,916 г/см3 разгазированная; вязкая - 137 - 532 МПас; с незначительным газосодержанием - 4,6 м3/т; объемным коэффициентом - 1,02; давлением насыщения нефти газом - 1,14 МПа; низким содержанием смол (8 - 9,8%), асфальтенов (0,3 - 0,4%), парафина (0,4 - 0,7%), температурой застывания (от 36 до 52°С); температурой начала перегонки (250°С) и высоким содержанием серы (0,56 - 0,68%). Вязкость и плотность нефти увеличиваются к контуру залежи, тогда как при температуре выше 80°С вязкость нефти ниже 10 МПа, что является благоприятным фактором.

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

 

1. Разработка и эксплуатация  нефтяных, газовых и газоконденсатных  месторождений. – М.: Недра.1988. под  ред. Гиматудинова Ш.К.