Технологии извлечения высоковязких нефтей из недр с использованием внутрипластового горения

        2.3 Уровень разработанности  проблемы в практике

     Закачка теплоносителей сопряжена  с большими потерями тепла в наземных коммуникациях. Так, в поверхностных  паропроводных теряется 0, 35...3,5 млн. к Дж/сут на каждые 100 м трубопровода, а в скважине - 1,7 млн. к Дж/сут на каждые 100 м длины НКТ.

     Поэтому более эффективным  представляется источник тепла, расположенный  непосредственно  в пласте. Таким  источником является очаг внутрипластового горения.

     Метод заключается в следующем.

     На  забое нагнетательной скважины с помощью  горелок различной  конструкции создается  высокая температура, вызывающая загорание  нефти в пласте.

     Для поддержания горения  в пласт через  эту же скважину подают окислитель-воздух или  кислородосодержащую смесь в объемах, обеспечивающих горение. Горение нефти вызывает повышение температуры до 400оС и улучшает процесс вытеснения нефти.

     Факт  горения представлен  несколькими зонами, т.е. при внутрипластовом  горении (ВГ) действуют  одновременно все  известные методы воздействия на пласт: горячая вода, пар, растворитель, газы из легких углеводородов.

     Физический  процесс горения  представляется таким  образом. После поджога  в пласте происходит процесс термической  перегонки нефти, продукты которой - коксоподобные остатки нефти - являются топливом, поддерживающим очаг горения. Зона горения перемещается от нагнетательной скважины вглубь в радиальном направлении. Образующийся тепловой фронт с температурой 450...500оС вызывает следующие процессы в пласте. 1. Переход в газовую фазу легких компонентов нефти. 2. Расщепление (крекинг) некоторых углеводородов. 3. Горение коксоподобного остатка. 4. Плавление парафина и асфальтенов в порах породы. 5. Переход в паровую фазу платсовой воды, находящейся перед фронтом. 6. Уменьшение вязкости нефти перед фронтом и смешивание выделяющихся легких фракций нефти и газов с основной массой. 7. Конденсация продуктов перегонки нефти и образование подвижной зоны повышенной нефтенасыщенности перед фронтом горения. 8. Образование сухой выгоревшей массы пористой породы за фронтом горения.

     В пласте образуются несколько  зон: I - выгоревшая зона со следами несгоревшей нефти или кокса; II - зона горения, в которой максимальная температура достигает 300...500оС; III - зона испарения, в которой происходит разгонка нефти на фракции и крекинг нефти, пластовая и связанные воды превращаются в пар; IV - зона конденсации, в которой происходит конденсация углеводородов и паров, нефть и вода проталкиваются к добывающим скважинам газами, образовавшимися в результате горения СО₂, СО, N;  V - зона увеличенной насыщенности; VI - зона увеличенной нефтенасыщенности, в которую перемещается нефть из предыдущих зон, температура в этой зоне близка к первоначальной; VII - невозмущенная зона, в которой пластовая температура остается первоначальной.

     Экспериментальные работ позволили  установить следующие  количественные данные: 1) на горение расходуется  до 15% запасов пластовой  нефти; 2) горение  ведется при температуре  около 375оС, на что  требуется 20...40 кг кокса  на 1 куб.м. породы; 3) для сжигания 1 кг кокса требуется 11,3 куб.м. воздуха при коэффициенте его использования 0,7...0,9.

     Например, на залежи Павлона  Гора за 66 суток было закачено 600 тыс. куб. м. воздуха.

     Материальный  баланс процесса ВГ представляется так:

     Iн = Iнд + Iнг + Iуг

     где Iн - количество нефти до процесса;  Iнд - количество добытой нефти в регультате ВГ; Iнг - количество сгоревшей нефти;  Iуг - количество  нефти, превратившейся в углеводородный газ.

     Задача.

     Рассчитать  процесс внутрипластового горения на пятиточечном элементе при следующих условиях: пористость терригенного пласта m = 0,29; толщина пласта h = 7 м; пластовая температура Т_пл = 310 К; плотность пластовой нефти Р_пл = 960 кг/м³; плотность воды Р_в = 1100 кг/м³; нефтенасыщенность пласта S_н = 0,68; водонасыщенность пласта S_в = 0,32; расстояние от нагнетательной до добывающей скважин а = 200м; забойное давление в добывающих скважинах Р_{заб д} = 8 мПа; забойное давление в нагнетательной скважине Р_{заб н} = 18 мПа; радиус нагнетательной и добывающей скважин r_с = 0,084м; проницаемость пласта для воздуха К = 0,35 · 10^-12; вязкость воздуха в пластовых условиях м_r = 1,8 · 10^-5Па · с; расход топлива g = 27,4 кг/м³; удельный расход окислителя V'_окс = 14,7 м³/кг.

     Принять радиус фронта горения в конце первого периода r_ф = 50м; коэффициент охвата пласта по толщине d_h = 0,9; коэффициент нефтеотдачи не охваченных горением λ = 0,3

     Решение

     Рассчитываем  объем воздуха  для выжигания 1м³ пласта

     V' = д·V_окис;

     V' = 27,4 · 14,7 = 402,8 м³/м³

     Определяем  предельный темп закачки воздуха.

     Вычисляем скорость продвижения  фронта горения.

     По  рисунку определяем для h_э = 7м.

     Проверяем выполнение условия.

     W_ф > 3 · W_{ф min}

     0,104 > 0,03

     Условие выполняется поэтому  принятую величину r_ф = 50 м оставляем без изменения.

     Вычисляем:

     По  рисунку определяем а_s = 0,7.Вычисляем коэффициент:

     S₁ = q / (Р_нп·m)

     S₁ = 27,4 / 1000·0,29 = 0,094

     По  формуле вычисляем

     S₂ = S₁ · V'_окис · Q / Q'_н ,

     где Q'r и Q'н - удельная теплота сгорания газа.

     Q'r = 1,257 м Дж / м³ и нефти

     Q'н =41,9 м Дж / кг, S_н - нефтегазонасыщенноть пласта.

        S₂ = 0,094 · 1,47 · 1,257 / 41,9 = 0,04

     Коэффициент нефтеотдачи в выжженой зоне:

     М' = 1 - (S₁ + S₂) / S_н;

           Коэффициент нефтеотдачи всего  элемента:

           М = а_h·а_s· М'+λ(1-d_к·а_s);

     М = 0,9·0,7· 0,8+0,3(1-0,9·0,7) = 0,615.

     Длительность  первого периода  рассчитываем по формуле:

     Т₁ = r_ф / W_ф;

     Т₁ = 50 / 0,04 = 480 сут.

     Потребное количество воздуха  за этот период.

     V_п = q_прв · Т₁ / 2;

     V_п = 8,3·10⁴ · 480 / 2 = 19,92·10⁶ м³

     Потребное количество воздуха  за этот период.

     С_п = V_п · 1,293;

     С_п = 19,92 · 1,293 = 25,75 · 10⁶ кг

     Масса смеси азота и  паров воды.

     где   Р_а - плотность азота равна 1,36 кг/м³;

     б - отношение объема воды к объему нагнетаемого воздуха (б = 2 · 10^-3);

     Р_в - плотность воды равна 1100 кг/м³

     У - коэффициент использования  воздуха = 2 · 10^-3;

     п - отношение в коксовом остатке водорода к углероду (п = 1,2);

     Sв - водонасыщенность пласта.

     Рассчитываем  радиус фронта горения  к моменту прорыва  оторочки в добывающей скважине:

     где r₀ = а = 200

        G_п = Vп · 1,293· 10⁶;

           G_п = 19,92 · 1,293·10⁶ = 25,75·10⁶

           Площадь выжженой зоны:

           S_r = 8000+348 (r_фп - 50).

           S_r = 8000+348 (212,76 - 50) = 64640,5 м²

           Объем выжженой зоны:

           V_r = S_r · a_h · h;

           V_r = 64640,5 · 0,9 · 7 = 407235 м³

           Суммарное количество воздуха  для выжигания этого объема:

           Е_v = V' · V / У;

           Е_v = 402,8 · 407235 / 0,9 = 182,2 · 10⁶ м.

           Рассчитываем  время выжигания:

           Объем извлекаемой нефти:

     Vн = 2а²hэ · m · Sн · м;

     Vн = 2 · 200² ·7 · 0,29  · 0,68 · 0,615  = 67915,68 м³.

     Расход  воздуха на извлечение 1 м³ нефти:

           G_о = E_v / V_н ;

           G_о = 18,22 · 10⁷ / 67915,68 = 2682 м³/м³.

           Дебит добывающей скважины:

           Q_н = V_н / 4 · Т₂;

           Q_н = 67915,68 / 4 · 500 = 33,99 м³/ сут.

     Меры  безопасности и охраны окружающей среды при тепловых методах повышения нефтеотдачи сводятся к следующему. При закачке горячей воды и пара наряду с общими мерами безопасности при работе с тепловыми источниками рабочие должны быть обучены обращению с запорной и измерительной аппаратурой, нагретой до высоких температур (100-200 °С). Кроме того, объекты теплоснабжения (печи, паровые котлы) - источники загрязнения окружающей среды продуктами сгорания топлива (502, N02, СО), которые в благоприятных метеорологических условиях осаждаются в припочвенный слой и могут представлять опасность для обслуживающего персонала. Поэтому при реализации методов закачки горячей воды или пара подлежат разработке и внедрению мероприятия, направленные на уменьшение вредных выбросов в атмосферу.

     При внутрипластовом  горении опасные  для жизни человека и окружающей среды  химические соединения (серный ангидрид SO₃, сероводород Н₂S, оксид углерода СО, диоксид углерода СО₂ и др.) образуются непосредственно в пласте, но вместе с нефтью, водой и пластовым газом могут выноситься на поверхность. Для предупреждения их вредного воздействия должна быть обеспечена герметичная система сбора нефти и газа при полной очистке газа от вредных примесей. Непосредственно на нефтепромысле вблизи объектов сбора нефти и газа организуется систематический контроль загрязненности атмосферной среды газами, добываемыми вместе с нефтью.