Технологии извлечения высоковязких нефтей из недр с использованием внутрипластового горения (стр. 3 из 4)

Рис. 8.8. Изменение температуры по стволу скважины:

1 - при отсутствии закачки; 2 - при закачке горячей воды; 3 - при закачке холодной воды.

Перед зоной испарения движется зона конденсации паров воды и нефти. Температура зоны равна температуре кипения смеси воды и нефти. Впереди этой зоны движется зона жидкого горячего конденсата нефти и воды. Температура в зоне снижается от температуры конденсации до пластовой. Впереди зоны конденсата нефти и воды может образоваться «нефтяной вал» (зона повышенной нефтенасыщенности) при температуре, равной пластовой.

Последняя зона - зона нефти с начальной нефтенасыщенностью и пластовой температурой, через которую фильтруются оставшиеся газообразные продукты горения.

Условие функционирования прямоточного процесса внутрипластового горения сводится к тому, что количество образовавшегося в пласте кокса должно составлять 17 кг и более на 1 м³ породы, скорость движения в пласте закачиваемого воздуха должна быть больше скорости движения

очага горения (при нарушении этого условия возможно противоточное горение).

В последнее время с неплохими результатами проводят опытно-промышленные работы по влажному внутрипластовому горению, суть которого заключается в том, что одновременно с воздухом в пласт подают в определенном 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 ее нагрев и испарение. Испарившаяся вода проходит через; фронт горения, не оказывая существенного влияния на процесс горения. Достигнув же зоны конденсации водяной пар конденсируется, увеличивая размеры этой зоны и количество тепла в ней. Скорость перемещения нефти от нагнетательной скважины к добывающей при влажном горении выше.

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

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.

2.4 Расчетная часть

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;