Тепловое воздействие на призабойную зону скважин

Иногда устойчивости горения удается достигнуть только после нескольких циклов.

Анализ работ по созданию фронта горения путем ввода тепла показывает, что расходы окислителя на единицу мощности пласта составляют 22-200 м³/сут на 1 м.

Расход тепла на прогрев 1 м. мощности нефтеносного пласта колеблется в пределах 0,25-2,72 Гкал. Величина зависит от времени нагревания и температуры воспламенения пластовой нефти. При этом затраты тепла на выработку электроэнергии, используемой для компримирования нагнетаемого в пласт воздуха, не учитывались.

Перечисленные способы создания фронта горения не исчерпывают всех возможностей. Существует ряд патентов и авторских предложений, выполнение которых может быть полезным при осуществлении этого процесса.

3.3.2 Возникновение фронта горения в пласте

Затраты энергии, связанные с созданием фронта горения, могут быть довольно значительными. Поэтому важно как можно раньше определить момент воспламенения нефти в пласте.

Время, в течение которого может воспламениться пласт и будет создан фронт горения, зависит от характеристики пласта, физико-химических свойств пластовой нефти, способа зажигания, конструкции и мощности глубинного нагревателя, устройства забоя зажигательной скважины и др.

О возникновении фронта горения при самопроизвольном возгорании пластовой нефти можно судить по изменению температуры. Для этого в зажигательной (нагнетательной) скважине устанавливают термопару или какое-либо другое термочувствительное устройство. Для получения более точного показателя на время замера прекращают нагнетание окислителя (воздуха) в пласт, чтобы уменьшить охлаждение термочувствительного устройства.

Момент возникновения фронта горения можно определить по анализу газов, отбираемых из эксплуатационных скважин. В большинстве случаев газ прорывается в эксплуатационные скважины и обнаруживается уже вскоре после начала нагнетания в пласт окислителя. Вначале выходящие газы характеризуются высоким содержанием углеводородов, а затем начинают появляться углекислота, окись углерода и кислород. Уменьшение содержания кислорода в газе обычно означает возникновение фронта горения.

У пластовых нефтей, хорошо реагирующих с кислородом воздуха, самовоспламенение может произойти настолько рано, что кислород в добываемом газе будет отсутствовать вообще или его содержание будет весьма незначительным.

При использовании в качестве окислителя воздуха концентрация CO2 и СО в выходящих газах 1964, с. 12. составляет соответственно 8-16% и 1-4%.

Однако следует учитывать, что углекислый газ СО2 легко растворяется в нефти и воде и порою может вообще не обнаруживаться в выходящих газах в течение некоторого времени.

Окись углерода СО менее растворима и хотя ее концентрация ниже, именно по появлению окиси углерода в отходящем газе можно определить момент возгорания пласта.

При создании фронта горения нагревателями момент возникновения горения также определяется по температурным замерам и по данным анализа отходящих газов.

Состав газов при создании фронта горения при самопроизвольном возгорании нефти и при инициировании горения с вводом тепла одинаков. Однако в выходящих газах до начала возникновения фронта горения может содержаться больше кислорода.

Иногда создание фронта горения устанавливают по характеру изменения приемистости скважины по воздуху с помощью так называемого «жидкостного» блокирования.

На рис. 9 показано изменение темпа нагнетания воздуха и приемистости скважины в период создания фронта горения нефтеносного пласта. Как показали промысловые опыты, вначале при зажигании пласта скорость вытеснения нефти из призабойной зоны нагнетательной скважины и приемистость скважины по воздуху быстро возрастают. Но вскоре приемистость резко снижается. Это можно объяснить созданием перед потоком «жидкостного барьера», который снижает фазовую проницаемость для воздуха в зоне перед фронтом горения.

В дальнейшем, по мере перемещения фронта горения, приемистость пласта по воздуху может вновь возрасти либо стабилизироваться.

Момент воспламенения нефти можно определить и по каротажным диаграммам. На рис. 10 показаны кривые, снятые при термокаротаже. Кривая 1 соответствует положению нагревателя а. Очевидно, что горение началось в верхней части продуктивной зоны (около 2,4 м.). Ниже 3,4 м. от кровли пласта, очевидно, поступало небольшое количество воздуха (либо он вообще не поступал).

После проведения контрольных работ по очистке призабойной зоны от жидкости провели повторный термокаротаж (кривая 2) при положении нагревателя б. Очевидно, в этом случае зажигание произошло успешно.

На рис. 11 показаны температурные кривые, снятые при зажигании пласта газовыми горелками. Контрольная температура воспламенения пластовой нефти 250°С. Активное горение, очевидно, происходит на глубине 6,7 м. от кровли пласта. Однако вполне возможно, что горение нефти происходило только в стволе скважины.

На контрольной температурной кривой 2, снятой через несколько часов после первого замера (кривая 1), зафиксирована остаточная пика, подтверждающая внутрипластовое горение, несмотря на то, что между двумя температурными замерами скважина охлаждалась.

Таким образом, замер температур и контроль анализов добываемых продуктов горения при правильной их интерпретации - надежное средство для возгорания нефти в пласте.

3.3.3 Влажное горение

В мировой практике все большее признание получает метод влажного внутрипластового горения. Ценность его состоит в том, что существенно снижается воздушное нефтяное отношение и улучшаются технико-экономические показатели процесса.

Разница между сухим и влажным внутрипластовым горением сводится к следующему. При добавлении воды к нагнетаемому воздуху теплоемкость газового потока значительно увеличивается. Нагнетаемый сухой воздух не может отбирать тепло от нагретой выгоревшей породы с такой скоростью, с которой фронт горения нагревает породу, тогда как при добавлении воды увеличивается способность нагнетаемой газожидкостной смеси отбирать тепло в выжженной зоне. Процесс влажного ВГ сопровождается образованием обширной зоны насыщенного пара перед фронтом горения, который улучшает условия вытеснения нефти. При одном и том же положении фронта горения (при сухом и влажном ВГ) при влажном ВГ вытесняется' больше нефти за счет того, что зона пара и горячей воды передвигается далеко впереди фронта горения. В этом случае снижается и концентрация топлива, что приводит к уменьшению удельного потребления воздуха.

Увеличение водного воздушного отношения более 0,002 м³/м³ до 0,01 м³/м³ приводит к снижению температуры на фронте горения, и процесс ВГ именуется сверхвлажным.

Влажное и сверхвлажное ВГ способствует улучшению использования генерируемого в пласте тепла. Тепло переносится в зону впереди фронта горения. В предельном случае впереди фронта горения регенерируется практически все тепло, выделившееся в результате горения.

Наличие впереди фронта горения достаточно большой оторочки пара позволяет прекратить процесс горения значительно раньше, чем при сухом горении, а это приводит к снижению расхода воздуха в 2-3 раза.

Исследование влажного ВГ показывает его большие возможности для разработки нефтяных месторождений.

Влажное и сверхвлажное ВГ реализуется путем либо одновременной, либо попеременной закачки воды и окислителя (воздуха) в определенном соотношении.

3.4 Оборудование и устройства, применяемые при внутрипластовом горении

Как уже отмечалось, ввод тепла для зажигания пласта, в котором содержится трудно-окисляемая нефть, можно осуществить специальными глубинными огневыми и электрическими нагревателями.

При разработке нефтеносных пластов для инициирования горения в зажигательной скважине используются:

1) глубинные огневые нагреватели, привод в действие которых осуществляется с помощью газового и жидкого топлив;

2) глубинные электрические нагреватели, для привода которых используется переменный ток.

В Советском Союзе и за рубежом уже созданы разнообразные конструкции глубинных нагревателей.

Глубинные газовые горелки, используемые для возгорания нефти, содержащейся в нефтяном пласте, подразделяются следующим образом:

1) инжекционные - топливо и окислитель подаются к горелке раздельно, затем окислитель инжектируется в горелку в количестве, необходимом для полного сжигания газа;

2) смесительные - горючая смесь поступает в горелку в подготовленном виде;

3) беспламенные - горючая смесь сжигается в керамических насадках различной конструкции.

Имеются и другие виды газогорелочных устройств: диффузионные, факельные я т. д., отличающиеся некоторыми особенностями.

Спуск нагревателей на забой зажигательной скважины обычно производится с помощью труб, троса или каната (в зависимости от конструкции газогорелочного устройства).

На рис. 12 показан глубинный воздушный огневой нагреватель, состоящий из заборной камеры 1 с соплом 3, эжектора 4 и перфорированной трубы 5, на верхнем конце которой смонтировано (снаружи) зажигающее устройство 6. Нагреватель опускается в насосно-компрессорные трубы на канате 2. Его заборная камера с приемными отверстиями устанавливается в нижней части насосно-компрессорной колонны, которая одновременно служит для подачи горючего газа. Газ из заборной камеры через приемные отверстия и сопло 3 направляется в эжектор 4, где смешивается с инжектируемым воздухом, поступающим из межтрубного пространства. Воздушная смесь после прохождения через перфорированный хвостовик, длина которого около 4,5 м., поджигается с помощью устройства 6 (электрического или химического действия). Для стабилизации горения и равномерного распределения пламени по всей длине хвостовик окружен перфорированным металлическим кожухом.

Поток воздуха-окислителя нагнетается по кольцевому межтрубному пространству зажигательной (нагнетательной) скважины. Часть его инжектируется в газовую горелку, а остальной поток направляется вдоль хвостовика горелки на забой, где обеспечивает полное сгорание топлива и участвует в окислении пластовой нефти.

Нагреватель повышает температуру на забое скважины до 260°С в течение суток.

Предлагаются воздушные нагреватели со вставными насадками, у которых камера сгорания присоединяется к нижнему концу компрессорной колонны, а непосредственно над камерой располагается сменная насадка с системой узких щелей, препятствующих проникновению пламени компрессорной колонны. В случае засорения щелей насадку извлекают и заменяют. Продукты сгорания поступают в диффузор и далее через перфорированный хвостовик в пласт.

В другом варианте между диффузором и хвостовиком смонтирован обратный клапан, обеспечивающий движение потока газов в одном направлении.

Предлагаются нагреватели факельного сжигания топлива. Здесь горючая смесь поступает к отверстиям, располагаемым вдоль всей длины горелки, причем топливо и воздух, подаваемые в камеру сгорания, предварительно нагревают.

Предложено нагревательное забойное устройство U-образной формы, в котором продукты сгорания отводятся через параллельные колонны труб. Ниже камеры сгорания размещается керамический коленчатый изгиб, через огнеупорные стенки которого нагревается призабойная зона. Воздушная смесь, подаваемая в горелку, охлаждается циркулирующей водой. В другой конструкции между камерой сгорания и коленчатым изгибом расположена труба узкого сечения для турбулизации потока дымовых газов, что обеспечивает лучший обогрев стенок коленчатого изгиба.

Имеются конструкции беспламенных нагревателей с цилиндрическим корпусом, изготовленным из пористого керамического огнеупорного материала. После зажигания смеси в порах корпуса происходит беспламенное горение, что позволяет обеспечить полное сгорание топлива и избежать засорения призабойной зоны сажей. В процессе горения керамический корпус горелки нагревается докрасна и излучает тепло в нефтенасыщенный пласт. В другом варианте предусматривается создание пористой керамической конструкции непосредственно в скважине вокруг перфорированного корпуса горелки. При промысловом испытании нагревателей подобного типа доказана возможность создания фронта горения с температурой 800-900°С. Технические данные нагревателя, работающего на газообразном топливе, разработанного ИГ и РГИ совместно с институтом Краснодар нефтяной проект.

Основные узлы конструкций представленных глубинных огневых нагревателей выполнены из сталей жаропрочных марок.

Глубинные нагреватели, эксплуатирующиеся на жидком топливе (рис. 13). Нагреватели подобного типа могут конструироваться для сжигания различных видов жидкого топлива (нефть, мазут, дизтопливо и т. п.).

Нагреватель опускается на забой скважины на насосно-компрессорных трубах, по которым затем подается топливовоздушная смесь при определенном давлении. Давление в процессе работы может регулироваться с поверхности в широком диапазоне. До поступления в камеру сгорания топливо и воздух разделяются в сепараторе.

Нагреватель снабжен запальным устройством. Горение осуществляется по диффузионному принципу при избытке воздуха (а = 2,2 - 3). Тепловая мощность нагревателя регулируется в пределах 50- 200 тыс. ккал/ч.

Глубинные электрические нагреватели. Воспламенение (зажигание) пластовой нефти с помощью забойных электрических нагревателей - наиболее распространенный способ инициирования горения. Разработаны и прошли промысловые испытания различные надежные конструкции нагревателей тепловой мощностью 30- 50 тыс. ккал/ч (45-75 кВт).

Электрические нагреватели спускают в скважину на армированном кабель-тросе, обладающем достаточной механической прочностью и выдерживающем относительно высокие температуры в жидкостной среде.

В Советском Союзе имеются кабели, которые отвечают необходимым требованиям работы в скважинных условиях при тепловых обработках.

Нагреватели питаются электроэнергией от общей промысловой сети или от специальных передвижных электрогенераторов. Например, передвижные дизель генераторы, выпускаемые в Советском Союзе, можно применять в промысловых условиях.

На рис. 14 показан забойный электронагреватель, который может эксплуатироваться продолжительное время в скважине при температуре до 725°С.

Длина корпуса нагревателя определяется мощностью обрабатываемого нефтеносного пласта. Корпус его окружен тонкостенным кожухом из термостойкого сплава и состоит из трех секций: нагревательной, теплоизолированной и головной.

В нагревательной секции размещены два спиральных тепловыделяющих элемента. К головной секции крепится колонна протекторных труб для защиты силового кабеля. Нагреватель работает на переменном токе напряжением 480 В через автотрансформатор, позволяющий регулировать напряжение.

На рис. 15 показан глубинный электрический нагреватель, разработанный ИГ и РГИ.

Имеются нагреватели с U-образными и с прямыми элементами мощностью 10,5 и 13,2 кВт (8 и 10 тыс. ккал/ч) соответственно, а также и большей мощности.

Глубинные нагреватели с прямыми элементами представляют собою цилиндр с максимальным диаметром 140 мм. и длиной 3030 мм. Состоит он из головной части, хвостовика, нагревательных элементов ЭТ-160 и кожуха. Общая мощность двенадцати элементов длиной по 1600 мм., составляет 13,2 кВт (10 тыс. ккал/ч). Рассчитаны нагреватели на напряжение 380 или 760 В.

Заключение

Основным назначением теплового воздействия на призабойную зону скважин практически всех тепловых методов является увеличение проницаемости призабойной зоны за счет растворения на стенках пор отложений парафина и адсорбционно-сольватных слоев активных компонентов нефти, таких как смолы, органические кислоты. Продуктивный пласт вблизи скважины нагревают двумя способами: с помощью нагревателя, помещаемого на забое скважины (электронагреватель, газовая горелка или акустический излучатель), или закачкой теплоносителя в пласт (насыщенный или перегретый пар, горячая вода, нефть или растворитель).

Воздействие на пласт методом внутрипластового горения проводится в преимущественно на месторождениях с тяжелой нефтью. Принципиальная технологическая схема создания очага горения в пласте довольно проста.

Пластовая нефть на забое скважины, в которую закачивается воздух, поджигается. За счет непрерывной репрессии воздухом зона горения перемещается к соседним эксплуатационным скважинам, где отбирается нефть. Из-за неравномерности продвижения очага горения охват пласта горением сравнительно мал, но в самих зонах горения вытеснение почти полное. Вся нефть здесь, исключая ее сгоревшую часть, вытесняется к эксплуатационным скважинам.

Лабораторные исследования показали, что вследствие горения в пласте нефтеотдача его может быть увеличена до 75% и более.

Промышленные эксперименты, проводимые на двух месторождениях, позволяют считать, что конечная нефтеотдача составит здесь 90%.

На месторождении, где эксплуатируется песчаник с тяжелой нефтью, за счет горения в пласте удалось увеличить текущую нефтедобычу в среднем в два раза (в отдельных скважинах дебиты возросли в 15 раз). Нефтеотдача на месторождении составила 50% (кроме того, около 15% от начального геологического запаса нефти было сожжено). Первичная нефтеотдача (т. е., нефтеотдача до начала воздействия на пласт, когда месторождение было практически разработано) составила 10%.

Таким образом, нефтеотдача за счет горения в пласте увеличилась в 5 раз (с 10 до 50%). Следует отметить, что это месторождение разбурено плотной сеткой и расстояние между скважинами составляет не более 200 м.

Лабораторные исследования показали, что посредством закачки пара в пласт можно увеличить конечную нефтеотдачу на 20-25% по сравнению с значениями ее при обычном заводнении. При нагнетании горячей воды можно ожидать увеличения нефтеотдачи на 15% в среднем.

Данные промышленного эксперимента по закачке пара в пласт свидетельствуют о росте забойной температуры и существенном увеличении продуктивности пласта в скважинах, расположенных вблизи от нагнетательных. Расстояние между скважинами не превышает здесь первых сотен метров. внутрипластовой нефть паротепловой

В последние годы закачка пара с высокими термодинамическими параметрами нашла довольно широкое применение на некоторых нефтяных месторождениях Северного Сахалина и позволила заметно увеличить здесь добычу нефти. Следует, однако, заметить, что условия разработки этих месторождений специфичны (весьма малые расстояния между скважинами - до нескольких десятков метров, исключительно высоковязкая нефть).

Уже достаточно точных данных о технико-экономической эффективности этого способа воздействия на пласт, чтобы определить целесообразность его промышленного применения в более широком диапазоне условий разработки.

Список используемой литературы

1. Ованесов Н.Г. «Спутник нефтегазопромыслового геолога», М., Недра, 1980.

2. Середа Н.Г., Сахаров В.А. «Спутник нефтяника и газовика», М., Недра, 1986.

3. И.В. Элияшевский «Технология добычи нефти и газа», М., Недра, 1985.

4. Байбаков Н.К. «Тепловые методы разработки», М., Недра.

5. «Методическое руководство по проектированию применения теплоносителей при разработке нефтяных месторождений», М., 1987.

Размещено на Allbest.ru