Внутрипластовое горение

Метод внутрипластового горения был предложен в начале 30-х годов А.Б. Шейманом и К.К. Дубровой. Процесс основан на способности углеводородов в пласте вступать с кислородом воздуха в окислительную реакцию, сопровождающуюся выделением больших количеств теплоты.[18] Метод осуществляется созданием очага горения у забоя скважины, непрерывного нагнетания в пласт воздуха и отвода продуктов горения (N₂, СО₂ и т.д.). При добыче нефти с помощью внутрипластового горения в пласте одновременно сосуществуют процессы массопереноса, теплопереноса и теплопередачи, химические реакции и фазовые превращения. Важнейшей особенностью происходящих в пласте процессов при создании внутрипластового движущегося фронта горения является то, что скорость переноса тепла отличается от скорости перемещения зоны горения. Если для поддержания горения в пласт закачивается только воздух, то вследствие его низкой теплоемкости скорость переноса тепла в области позади фронта горения значительно меньше скорости перемещения фронта горения.

По мере перемещения фронта горения в пласте формируется несколько характерных зон. Наиболее высокой температурой (около 370⁰ С) характеризуется зона горения небольших размеров. При такой температуре в зоне горения жидкости испаряются, за исключением тяжелых фракций нефти, отлагающихся на поверхности зерен в виде коксовидного остатка. Эта часть нефти и служит топливом. Передача тепла в область впереди фронта горения осуществляется путем конвективного переноса в основном потоке азота и продуктов горения, а также испарившимися фракциями нефти и водяным паром и в некоторой степени путем теплопроводности. В результате впереди фронта горения образуется зона перегретого пара, в пределах которой наблюдается понижение температуры до температуры конденсации водяного пара, уровень которой, определяется значением давления в этой части пласта. В зоне перегретого пласта происходит испарение воды и легких компонентов нефти. Впереди зоны перегретого пара формируется так называемая зона насыщенного пара. Эта зона характеризуется конденсацией водяного пара и части легких углеводородов, испарившихся в зоне перегретого пара. Непосредственно впереди зоны насыщенного пара происходит постепенное падение температуры до начальной температуры пласта. Здесь завершается конденсация легких компонентов нефти и формируется оторочка горячей воды и легких углеводородов.

При перемещении в пласте фронта горения участвуют и сосуществуют разнообразные механизмы извлечения нефти, а именно механизм вытеснения нефти паром, водой при различных температурах, смешивающееся вытеснение, вытеснение нефти газом. уровень температуры зоны определяет механизм вытеснения нефти. Так, в зоне пара преобладает механизм вытеснения нефти паром. Наиболее характерным элементом вытеснения нефти является дистилляция. В зоне горячей воды и легких углеводородов происходит вытеснение нефти горячей водой и сконденсированными легкими компонентами нефти, смешивающимися с пластовой нефтью. В зоне, не охваченной тепловым воздействием происходит вытеснение нефти водой и газом (в основном азотом) при пластовой температуре. Следует отметить, что на процесс извлечения нефти существенное влияние могут оказывать продукты горения, в частности образуется значительное количество углекислоты, ПАВ и низкотемпературное окисление нефти, вследствие взаимодействия кислорода с нефтью, которое может наблюдаться впереди фронта горения и на значительном удалении от него. Низкотемпературное жидкофазное окисление нефти характерно тем, что в результате этой реакции кислород связывается в молекуле углеводорода, а водород отщепляется от нее и связывается в воде, при этом может произойти самопроизвольное воспламенение нефти при нагнетании в пласт воздуха.

Таким образом, низкотемпературные реакции жидкофазного окисления нефти могут начинаться на значительном удалении от фронта горения, впереди него. По мере приближения к фронту горения температура в пласте увеличивается, а вместе с тем углубляются и интенсифицируются экзотермические реакции окисления нефти. В результате этих окислительных реакций часть нефти осмоляется, увеличивается ее вязкость, вследствие чего после прохождения зоны насыщенного пара на поверхности пористой среды остается нефть, из которой в зоне перегретого пара образуется топливо для горения кокс. [2] В результате выгорают 5-25 % запасов нефти (коксоподобные остатки наиболее тяжелых фракций), т.е. расход может составлять 10-40 кг/м³.

Для перемещения теплоты в область впереди фронта горения вместе с воздухом закачивают воду (сочетание внутрипластового горения с заводнением). По соотношению расходов воды и воздуха различают сухое (отсутствует закачка воды), влажное (до 2-3 л./м³), и сверхвлажное (более 2-3 л/м³) горение. Добавление воды способствует сокращению расхода воздуха (в 1,5-3 раза), возрастанию скорости движения фронта (в 1,5-2 раза) и снижению температуры (от 500 до 260 ⁰С). [18]

Технология воздействия и область применения

Эффективность процесса извлечения нефти с помощью внутрипластового горения характеризуется коэффициентом использования генерируемого в пласте тепла, регенерации тепла, удельной потребностью в топливе, температурой фронта горения - считается, что целесообразный диапазон температуры на фронте горения должен находится в пределах от 350 до 750⁰С. Нижний предел определяется тенденцией к затуханию горения, верхний предел оценен из условия начала спекаемости скелета пласта.

Охват по толщине составляет 0,6-0,7, а нефтеотдача 0,4-0,6.

Промышленные испытания. Наиболее ранние проекты реализуются в США - месторждения Беллевью, Слосс, Каддо-Париш, Карлайд и др. и Румынии - месторождение Супулаку де-Барку.

Опытно промышленные работы по внутрипластовому горению проводились с 1978 г. на Арланском месторождении Опытный участок представляет собой семиточечный элемент площадью 38.7 га с центральной воздухонагнетательной скважиной. Перед началом эксперимента на расстоянии 97-148 м от нагнетательной были пробурены 4 добывающие скважины первого ряда, расстояние до скважин второго ряда 300-400м. в процессе эксперимента доказана возможность инициирования и поддержания горения в обводненных (обводненность более 90 %), в условиях залегания пластов глубже 1000м, низкой нефтенасыщенности - 50 %, вязкости нефти 19 мПа·с, при сравнительно редкой сетке скважин. В наблюдательной скважине установлено повышение температуры до 200 ⁰С; в газообразной продукции скважин содержатся продукты горения (СО₂ до 10-12 %, СО до 1%), коэффициент использования кислорода - 0.9. В скважинах первого ряда был отмечен некоторый рост дебитов нефти при снижении обводненности продукции.

Одновременное осуществление процесса ВГ с ФОЖ, в скважинах, расположенных южнее элемента воздействия обусловили неравномерность движения фронта горения, трудности регулирования процесса ВГ и распространение нагнетаемого воздуха далеко за пределы опытного участка (чему способствовала активность краевой пластовой воды в северной части участка).

Метод внутрипластового горения имеет ряд технических ограничений. Осложнения при эксплуатации связаны с интенсификацией выноса породы, интенсивной коррозией подземного и наземного оборудования, нагревом добывающего оборудования, проблемой утилизации газообразных продуктов, возможностью образования взрывоопасных концентраций газа, преждевременными прорывами газов, образованием стойких водонефтяных эмульсий и как следствие повышение частоты ремонтов скважин.