Термические методы интенсификации

   Введение.

При современных методах  разработки нефтяных месторождений [1,2] даже при сравнительно благоприятных условиях (относительно однородные пласты со средней и выше средней проницаемостью насыщенные нефтью с вязкостью в пластовых условиях ниже 10 сП) нефтеотдача пластов при заводнении составляет 50 — 60 %, достигая в редких случаях 70%.

Особенно низка нефтеотдача  пластов, содержащих тяжелую высоковязкую нефть (десятки и сотни сП в  пластовых условиях). По опыту разработки отечественных и зарубежных месторождений нефтеотдача таких пластов не превышает 15 —20 %.

Практика разработки залежей, содержащих нефть вязкостью 10 – 20 сП, в пластовых условиях с применением обычного заводнения характеризуется интенсивным обводнением скважин во времени, сравнительно низкими темпами добычи нефти и пониженной нефтеотдачей пластов

При разработке залежей  с маловязкой нефтью иногда в связи  с низкой проницаемостью продуктивных пластов возникают серьезные  затруднения с применением хорошо освоенного промышленностью процесса поддержания пластового давления путем заводнения.

Под новыми методами увеличения нефтеотдачи пластов понимают методы, перспективы которых по достижению прироста нефтеотдачи обоснованы лабораторными  и теоретическими исследованиями и  подтверждены промышленными экспериментами непосредственно на месторождениях. Эти методы в настоящее время можно подразделить на следующие три группы:

1)   методы усовершенствования  процесса заводнения,

2)  тепловые методы  воздействия на залежи в целом,

3)  закачка в пласты  растворителей.

Цель работы:

1. Изучить термические методы увеличения нефтеотдачи;

2. Рассмотреть методику и проблемы их реализации на практике;

3. Проанализировать эффективность применения тех или иных методов на месторождениях Западной Сибири и, в частности, на Ямале.

1. Температурная обстановка в пластах и её изменение в процессе разработки месторождений.

В процессе разработки нефтяного  месторождения его пластовая  температура может существенно  измениться. Это происходит при закачке  в пласт веществ, главным образом воды, с иной температурой, чем начальная пластовая, а также при экзотермических реакциях в пласте. Распределение пластовой температуры под землей и изменение ее во времени называют температурным режимом месторождения. Изменение температуры в нефтяных пластах происходит в основном за счет теплопроводности и конвекции. Нефтяные пласты не теплоизолированы от окружающих пород и от других пластов. Поэтому всякое изменение температуры на каком-либо участке по сравнению с другими участками влечет за собой ее перераспределение и перенос тепла за счет теплопроводности.

Для   повышения   эффективности   эксплуатации   месторождений, содержа-щих тяжёлые парафинистые и смолистые нефти применяют тепловые методы: закачку нагретой нефти, нефтепродуктов (конденсата, керосина, дизельного топлива) или воды, обработанной ПАВ, закачку пара посредством передвижных парогенераторов, электротепловую обработку с помощью специальных самоходных установок, процесс внутрипластового горения [3].

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. ВНУТРИПЛАСТОВОЕ ГОРЕНИЕ.

Извлечение нефти из пластов при внутрипластовом горении осуществляется нагнетанием в пласт воздуха или же воздуха и воды [1,3]. В первом случае метод получил наименование «сухого» внутрипластового горения, во втором —    
«влажного» внутрипластового горения.

Суть метода внутрипластового горения при разработке залежей  нефти сводится к образованию  и перемещению по пласту высокотемпературной  зоны сравнительно небольших размеров, в которой тепло генерируется в результате экзотермических реакций  между частью содержащейся в пласте нефти и кислородом нагнетаемого в пласт воздуха.

Метод внутрипластового горения подразделяют по направлению  движения окислителя и источнику  топлива для поддержания окислительных  реакций в пласте. Процесс внутрипластового горения имеет следующие разновидности по направлению движения окислителя:

– прямоточный процесс (зона горения и поток окислителя движутся в одном направлении);

– противоточный процесс (зона горения движется навстречу потоку  окислителя).

По источнику топлива для поддержания окислительных реакций в пласте внутрипластовое горение различают на:

– процесс без ввода в пласт дополнительного топлива (топливо для поддержания горения получается только из находящейся в пласте нефти);

– процесс со вводом в пласт дополнительного топлива, которое в определенных условиях компенсирует недостаток в образовании топлива непосредственно из пластовой нефти.

В настоящее время  наиболее изучен и широко применяется  на нефтяных месторождениях прямоточный  процесс внутрипластового горения  без ввода в пласт дополнительного топлива.

Прямоточный процесс  внутрипластового горения [3], как и любая его разновидность, 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.

Рис.1. Схема протекания внутрипластового горения.

Между забоем нагнетательной скважины и фронтом горения размещается  выжженная зона 1. 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 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. Лабораторными и промысловыми наблюдениями 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 коксообразования 4 и испарения сравнительно легких фракций нефти и связанной воды. 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 температуры. Впереди зоны конденсата нефти и воды может образоваться «нефтяной вал» 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.

В последнее время  с неплохими результатами проводят промышленные работы по влажному внутрипластовому горению, суть которого заключается  в том, что одновременно с воздухом в пласт подают в определённом соотношении воду. Очаг горения после себя оставляет нагретую породу, тепло которой при обычной схеме используется лишь частично на нагревание воздуха. При добавлении воды оставшееся тепло можно использовать на её нагрев и испарение. Испарившаяся вода проходит через фронт горения, не оказывая существенного влияния на сам процесс горения. Достигая зоны конденсации 5, водяной пар конденсируется, увеличивая размеры этой зоны и количество тепла в ней.     Скорость перемещения нефти от нагнетательной скважины до эксплуатационной при влажном горении выше.

Другой важной особенностью влажного горения является то, что  пластовая температура в зоне горения существенно ниже, чем  при «сухом» горении. Это предупреждает  пережёг пород, слагающих пласт, что нередко служит причиной прекращения внутрипластового горения, так как после высокотемпературной обработки порода при контакте с водой вспучивается, снижая приемистость скважинной воды и воздуха.

2.1. Технология и механизм извлечения нефти из недр с использованием внутрипластового горения.

В СССР устойчивый процесс  внутрипластового горения был впервые осуществлен в 1967 г. на месторождении Павлова Гора в Краснодарском крае и на месторождении Сходница на Украине [2].

Исследования показали [3], что при развитии процесса внутрипластового горения в пористой среде пласта сгорает в основном тяжелый остаток нефти, получивший название кокса, так как более легкие фракции нефти испаряются перед областью горения в результате повышенной температуры и переносятся потоком газов вперед по пласту по направлению к добывающим скважинам.

В процессе разработки нефтяного  месторождения методом внутрипласто-вого горения в качестве окислителя применяют главным образом воздух, закачиваемый в пласт через специальные воздухонагнетательные скважины. Нефть отбирается из добывающих скважин вместе с продуктами горения и водой, которую также можно закачивать в пласт в те же воздухонагнетательные или в специальные водонагнетательные скважины.

Операцию создания в пласте внутрипластового горения начинают с его возбуждения, инициирования. Для этого в нагнетательную скважину, в которой предполагают начать процесс горения, опускают нагревательное устройство (глубинную горелку или электронагреватель) и нагнетают воздух. Воздух, обладая существенно меньшей вязкостью, чем насыщающие пласт нефть и вода, проскальзывает сквозь нефть и воду, частично вытесняя их из пласта, к забоям добывающих скважин. Так осуществляется сообщаемость (сбойка) воздухонагнетательных и добывающих скважин, затем включают глубинное нагревательное устройство и вводят тепло в пласт. В результате в нем повышается температура, скорость окисления нефти возрастает и окисление переходит в горение.

2.2. Сухое и влажное внутрипластовое горение.

Внутрипластовое горение, осуществляемое путем нагнетания в пласт только воздуха, получило в теории и практике разработки нефтяных месторождений название сухого внутрипластового горения [3].

Скорость движения в пласте фронта сухого горения почти в 7 раз превышает скорость фронта конвекции. Это означает, что тепло, генерируемое в зоне горения, остается позади фронта горения, бесполезно уходя в породы кровли и подошвы пласта. Внутрипластовое горение, осуществляемое путем закачки в пласт окислителя вместе с водой, получило название влажное горение.

2.3. Внутрипластовое горение. Основы процессов.

В основу метода внутрипластового горения [1,3] положен процесс горения части нефти, содержащейся в пористой среде, для увеличения подвижности несгоревших фракций. Горение обычно инициируется с помощью специального оборудования, позволяющего создать в призабойной зоне необходимый температурный уровень; в дальнейшем процесс протекает в автономном режиме при постоянной подаче воздуха в одну или несколько скважин. Как правило, температура фронта горения превышает температуру насыщения водяного пара и находится в пределах от 400 до 600 °С. Внутрипластовое горение применяется с пятидесятых годов, в основном на месторождениях тяжелой нефти. Чаще всего при этом нефть вытесняется от одной скважины к призабойной зоне другой, однако в ряде случаев этот метод используют и в качестве метода теплового воздействия на прискважинную область, причем периоды нефтедобычи чередуются с периодами горения (поддерживающегося при помощи нагнетания воздуха). Если температура призабойной зоны вокруг нагнетательной скважины поднята до необходимого уровня, горение инициируется именно в этой области и его фронт перемещается в направлении эксплуатационных скважин, т.е. в направлении вытеснения нефти; в этом случае процесс называют прямоточным горением. Если же повышают температуру призабойной зоны эксплуатационной скважины и воспламенение происходит в ее окрестностях, то фронт горения распространяется к нагнетательной скважине, т.е. в направлении, противоположном направлению вытеснения нефти; такой процесс называют противоточным горением. Область применения противоточного горения более ограничена, чем прямоточного.

2.4. Сухое прямоточное горение.

При сухом прямоточном  горении [3] его фронт вытесняет несгоревшие фракции сырой нефти, при этом наиболее тяжелые ее фракции, превратившиеся в углеродистый остаток, неправильно называемый коксом, сгорают в кислороде нагнетаемого воздуха. Область, остающаяся за фронтом горения, не содержит органических соединений. Для рассмотрения случая установившегося режима удобно выделить четыре основные зоны, нумерация которых проводится в направлении распространения фронта.

Зона 1. В этой области  пласта уже произошло горение, и  она совершенно освобождена от нефти. Эта зона представляет собой некий теплообменник, причем температура в ней снижается в направлении к нагнетательной скважине.

Зона 2. Зона горения. Кислород потребляется при сжигании углеводородов  и кокса, осажденного на поверхности  коллектора. Температура в этой зоне определяется в основном свойствами и количеством твердых и газообразных веществ, присутствующих в единице объема зоны.

 

Рис. 2. Профили температуры (а) и насыщенности (б) при внутрипластовом прямоточном горении: 1 — распространение фронта; 2 — перемещение воздуха; 3 — вода; 4 — газ; 5 — кокс; б — нефть.

Зона 3. Зона коксования. Тяжелые фракции, которые не были смещены и не переведены в газообразное состояние, подвергаются пиролизу.

Зона 4. При достаточном  падении температуры заканчиваются химические превращения. Через эту зону фильтруются газообразная и жидкая продукция. Здесь наблюдаются следующие явления: в области, примыкающей к зоне реакций, протекают последовательно испарение и повторная конденсация легких фракций нефти и воды, изначально присутствовавшей в месторождении; происходит также конденсация воды, являющейся продуктом химических реакций. Здесь возникает зона, характеризуемая значением водонасыщенности, превышающим начальное значение водонасыщенности данного месторождения (водяной вал); этот слой проталкивает перед собой вал нефти (зону, характеризуемую повышенной относительно начального уровня нефтенасыщенностью). Эта нефть очень вязкая, и ее продвижение может привести к закупорке пласта. Вне вала нефти характеристики пласта постепенно приближаются к исходным величинам.

2.5. Внутрипластовое прямоточное горение в сочетании с заводнением.

При сухом прямоточном  горении [3] значительная доля тепловой энергии, накопленной в коллекторе, теряется в окружающих породах вследствие теплопроводности. После инициирования сухого горения можно совместить нагнетание в пласт воздуха и воды, что позволяет использовать существенную разность энтальпий воды и водяного пара для отбора тепловой энергии, аккумулированной в окрестности нагнетательной скважины, и переносить ее в области перед фронтом горения.