Термические методы интенсификации

Если отношение количества нагнетаемой воды к количеству нагнетаемого воздуха не слишком велико, происходит горение. В этом случае можно выделить пять зон:

Зона 1. Через эту зону уже прошел фронт горения; в ней не содержится или почти не содержится углеводородов. Но так как температура в этой зоне ниже температуры, при которой достигается равновесие жидкость—пар, здесь происхо-дит двухфазное течение. Существенная часть поступившей в пласт воды не достигает фронта испарения.

Зона 2. В этой зоне вода находится в газообразном состоянии, и коллекторы насыщены смесью нагнетаемого воздуха и водяного пара. Фронт испарения поступившей в пласт воды располагается на границе между зонами 1 и 2, где градиент температуры имеет большое значение.

Рис. 3. Профили температуры (в) и насыщенности (б) при влажном прямоточном горении:

1 — фронт парообразования; 2 — фронт горения; 3 — фронт  конденсации; 4 — вода; 5 — кокс; 6 — газ; 7 — нефть.

 

Зона 3. Зона горения. Кислород расходуется  при сжигании невытесненных из зоны углеводородов и кокса, осевшего на стенках коллектора на границе данной зоны с зоной 4.

Зона 4. Зона парообразования  — конденсации. Температура этой зоны слабо отличается от температуры парообразования воды. Здесь реализуется постепенная конденсация паров нагнетаемой в пласт воды, а также воды, являющейся продуктом химических реакций.

Зона 5. На границе с зоной парообразования–конденсации наблюдается резкое падение температуры вследствие наличия слоя воды, за которым располагается слой нефти. За этой областью характеристики пласта приближаются к исходным. Зоны повышенной температуры (зоны 2 и 3) становятся все более и более узкими и, наконец, исчезают. Однако при определенных условиях возможно продвижение зоны повышенной температуры с неоднородным температурным полем, близким к температуре испарения воды при заданном давлении. Подобный процесс носит название сверхвлажного горения.

Для этого процесса характерно следующее: существует конечная водонасыщенность (вода в жидком состоянии) во всем объеме области повышенной температуры; экзотермические реакции, необходимые для поддержания процесса, протекают во всех точках горячей зоны, где находятся углеводородные соединения и кислород; вследствие невысокого уровня температур горячей зоны пиролиз не оказывает существенного воздействия, и характер окислительных реакций в этом случае отличен от реакции горения при высокой температуре; не достигается полного вытеснения нефти из обрабатываемой области.

2.6. Противоточное горение.

Если определить границы горения и его затухания в направлении перемещения жидкостей и газов в рассматриваемом объеме, то противоточное горение распространяется от центров добывающих скважин к районам с повышенной нефтенасыщенностью [1,3]. Таким образом, жидкие фракции должны пересечь зону высокой температуры, где углеводороды претерпевают необходимые химические превращения. Наиболее легко окисляемые фракции сгорают в кислороде, а продукты пиролиза образуют остаток (кокс) на пористом коллекторе в областях прохождения фронта горения.

Можно выделить следующие зоны, нумерация  которых проводится в направлении течения жидких и газообразных фракций:

Зона 1. Характеристики пласта в данной зоне имеют исходные значения. Однако через ее объем пропущен воздух, и при наличии в ней повышенной температуры, а также при достаточной реакционной способности нефти в данной зоне могут начаться химические реакции окисления.

Зона 2. Температура в данной зоне возрастает вследствие теплопереноса из зоны 3 — зоны горения. Здесь наблюдаются следующие явления: испарение воды, изначально присутствовавшей в месторождении, возгонка легких фракций и окислительный крекинг ряда углеводородов.

Рис. 4. Профили температуры (в) и насыщенности (в) при противоточном горении:

1 — направление распространения  фронта; 2 — то же, с учетом тепловых потерь; 3 — направление перемещения воздуха; 4 — вода; 5 — нефть; 6 — газ; 7 — кокс (пунктир — профили с учетом тепловых потерь).

Зона 3. Зона горения. Температура  достигает своего максимального  значения; при реакциях окисления и сгорания молекул наиболее реакционно-способных углеводородов потребляется весь кислород, не использованный в реакциях, протекающих в ранее рассмотренных зонах.

Зона 4. Несгоревший кокс остается осажденным на коллекторе, жидкости и газы выталкиваются к дальним границам зоны. В реальных условиях наличие тепловых потерь в окружающие породы приводит к снижению температуры при удалении от зоны горения и, соответственно, к повторной конденсации фракций нефти, перешедших ранее в газообразное состояние, а также к конденсации паров воды.

2.7. Критерии использования прямоточного горения.

Вследствие отсутствия тепловых потерь в нагнетательных скважинах верхняя граница глубины залегания определена менее строго, чем при нагнетании в пласт теплоносителей. Однако применение мощного воздушного компрессора высокого давления порождает ряд технических проблем и требует значительных затрат. Поэтому целесообразно внутрипластовое горение использовать в пластах, залегающих на глубинах, не превышающих 1000—1500 м. Если пластовое давление достаточно низко, не исключена возможность использования этого метода и на более глубоких месторождениях, как было сделано при разработке пласта на глубине 3500 м.  Толщина пласта должна быть не менее 2—3 м, чтобы тепловые потери в окружающие породы не оказывали серьезного влияния на распространение фронта. Вместе с тем в пластах значительной толщины приходится сталкиваться с гравитацией, приводящей к преимущественной фильтрации воздуха по кровельной части пласта [2,3].

2.8. Методология использования внутрипластового горения в промысловых условиях.

Подготовка к работам  по внутрипластовому горению в промысловых условиях обычно основывается на лабораторных исследованиях [3].

Их результаты должны быть применены к реальным условиям разрабатываемого месторождения. Задав места расположения скважин, можно переходить к определению условий нагнетания воздуха, а иногда и воды через каждую нагнетательную скважину. Наконец, необходимо провести предварительную оценку показателей вымывания и нефтедобычи.

Для принудительного воспламенения достаточно разогреть призабойную зону нагнетательной скважины до расчётной температуры (при прямоточном горении). Для этого можно использовать глубинную газовую горелку, или электрический нагреватель, или же высокоактивное вещество (химический поджиг), доставляемое в призабойную зону.

   

    Рис.5. Электронагреватель:

I - кабель-трос ; 2 - головка ; 3 - гидрофланец; 4 - клеммная полость; 5 – электронагревательные элементы.

 

В комплект электрического нагревателя входят: назем-ный источник тока вместе с системой измерения и регулирования, передающий кабель и расположенные на глубине нагревательные элементы.

Были разработаны различные  виды электрических нагревательных устройств [2,3]. В некоторых из них используют нагревательные элементы из электрических проводников с керамическими изоляторами, заключенные в герметичный кожух, заполненный инертным газом. Воздух циркулирует в пространстве между кожухом и стенкой скважины и нагревается. Нагревательное устройство крепится к трубе или кабелю. Другой тип устройства, установленный на конце трубы, по которой подается воздух, состоит из нагревательных элементов, экранированных стальным кожухом и изолированных защитным слоем из порошка окиси магния.

Применение газовых горелок дает возможность избавиться от необходимости передачи энергии, ограниченной возможностью электрических нагревателей. Поэтому тепло, передаваемое в пласт от газовых горелок, превышает тепловые мощности электронагревателей. Однако работать с горелками несколько сложнее, так как необходимо строго следить за соотношением воздух–горючее в поступающей смеси.

Глубинные газовые горелки состоят  из камеры сгорания, в которую подается топливо, смешанное с определенным (несколько превышающим стехиометрическое значение) количеством воздуха, требуемым для обеспечения стабильного горения. Газообразные продукты сгорания смешиваются с потоком вторичного воздуха, что позволяет поднять температуру газообразной смеси до 300–500 °С. Стенка камеры сгорания обычно защищена изнутри керамическим покрытием. Возгорание инициируется свечой, электросопротивлением или химически активным веществом.

Иногда прибегают к  предварительному нагнетанию в пласт  какого-либо теплоносителя, в частности  водяного пара, что позволяет поднять  температуру призабойной зоны и обеспечить быстрое воспламенение при последующем нагнетании воздуха. Такой довольно громоздкий способ поджига может быть использован только при наличии парогенератора и соответствующего обустройства скважины.

Рис 6. Схема газового горелочного устройства:

а — общая схема; б  — схема инициатора воспламенения; 1 — подача первичного воздуха; 2 — подача горючего; 3 — смесительная камера; 4 — подача вторичного воздуха; 5 — камера сгорания; 6 — стальной кожух; 7 — керамическое покрытие; 8 — инициатор воспламенения; 9 - электрический кабель; 10 - сопротивление; 11 - керамический сердечник;   12 - перфорированный металлический кожух.

Наконец, можно добиться воспламенения подачей в скважину или в призабойную зону химически  высокоактивного вещества. Здесь  исследованы различные виды топлива, но наиболее распространенными являются окисляющиеся (активнее пластовой нефти), а также способные к самовоспламене-нию или воспламенению при подаче весьма незначительной энергии.

Подытожив сказанное, можно отметить, что способ химического инициирования воспламенения является совершенным, но не простым решением проблемы. При этом необходимо обеспечить полное окисление химического вещества в пласте, избегая возникновения неконтролируемого процесса его горения непосредственно в скважине.

Чаще всего в полевых  условиях для нагнетания теплоносителя пользуются поршневыми компрессорами, иногда ротационными, первая ступень которых, правда, редко, относится к компрессорам осевого типа [1,3]. Для поршневых и для центробежных компрессоров существует максимальная температура воздуха на выходе.

Осевые компрессоры  прекрасно работают при очень  высоких расходах воздуха, а при  невозможности обеспечения требуемого давления на их выходе следует устанавливать  центробежные компрессоры.

Рис. 7. Области применения компрессоров различных типов:

1 — поршневые компрессоры; 2 — центробежные компрессоры с вертикальным разъемом; 3 — центробежные компрессоры с горизонтальным разъемом; 4 — осевые компрессоры.

Границы областей применения компрессоров не являются строго определенными. Они зависят от следующих факторов: повышения к.п.д. и расширения границ устойчивости; увеличения допустимых пределов давлений и температур; свойств материалов; развития технологии; характеристик приводного двигателя.

Двигатели подразделяются на следующие типы: мало- или среднеоборотные дизели; газовые поршневые малооборотные двигатели; газовые турбины; электрические синхронные или асинхронные двигатели с постоянной скоростью вращения; электрические синхронные или асинхронные двигатели с переменным числом оборотов.

После компрессорной станции воздух поступает в подводящие трубопрово-ды, которые или заглублены в землю, или подвешены вблизи ее поверхности, или уложены на опоры. Воздух поступает в скважины через распределительную сеть, снабженную вентилями и калиброванными диафрагмами для измерения расхода и

 давления на каждой скважине.

Рис 8. Схема компрессорной установки:

1 — фильтр; 2 — глушитель; 3 — теплообменник; 4 — блок очистки от масла; 5 — запорный клапан; 6 — расходомер; 7 — счетчик — интегратор расхода; 8 — ступень; 9 — двигатель;      10 — 1-ый компрессор; 11 — другие компрессоры; Р — манометр; Т – термометр.

При сооружении скважин, используемых при внутрипластовом горении нефти, следует учитывать испытываемые ими термические нагрузки, а также возможность коррозии. Кроме того, при нагнетании воздуха необходимо цементировать скважины по всей высоте для предотвращения проникновения окислителя в пересекаемые ими проницаемые горизонты.

Рис.9. Схема обустройства скважин при разработке месторождений методом внутрипластового горения:

а — скважина с перфорированным забоем; б — скважина с необсаженным забоем; 1 — зацементированная обсадная колонна; 2 — подвеска фильтра; 3 — внутренний щелевой фильтр; 4 — перфорационные отверстия; 5 — расширение ствола скважины; б — гравийный фильтр.

  Если вскоре после начала нагнетания воздуха произошло самовоспламенение, следует предпринять особые меры безопасности. Необходимо следить, чтобы температура пласта не превысила допустимую — это может привести к повреждению оборудования скважины. Кроме того, по мере возможности следует избегать присутствия нефти в нижней части скважины, несмотря на повышение ее подвижности вследствие подъема температуры. Перфорация зацементированной обсадной трубы — наилучшее решение этой задачи [3].

  2.9. Специальные технологии, применяемые при внутрипластовом горении.

Иногда внутрипластовое горение  рассматривается лишь как способ теплового воздействия на скважины. При этом процесс состоит из воспламенения и внутрипластового горения в течение некоторого ограниченного временного интервала, порядка 1–3 мес., что позволяет накопить в призабойной зоне значительное количество тепла. Однако в этом случае следует принимать меры для предотвращения коксования нефти при ее продавливании сквозь область с высокой температурой [2]. Это может быть достигнуто, например, нагнетанием вслед за воздухом контролируемого количества воды.