Реферат: Технологии извлечения высоковязких нефтей из недр с использованием внутрипластового горения

--PAGE_BREAK--
ВВЕДЕНИЕ


Основной задачей любой нефтяной компании является максимальная добыча нефти с минимальными затратами.


<img width=«688» height=«1069» src=«ref-2_1555569728-5232.coolpic» v:shapes="_x0000_s1231 _x0000_s1232 _x0000_s1233 _x0000_s1234 _x0000_s1235 _x0000_s1236 _x0000_s1237 _x0000_s1238 _x0000_s1239 _x0000_s1240 _x0000_s1241 _x0000_s1242 _x0000_s1243 _x0000_s1244 _x0000_s1245 _x0000_s1246 _x0000_s1247 _x0000_s1248 _x0000_s1249 _x0000_s1250">Основным показателем, характеризующим качество проведенного ремонта, качество спущенного глубинно-насосного оборудования, качество проведения обработок призабойной зоны пласта по предупреждению возникновения различных отложений — является наработка на отказ, которая прямопропорционально зависит от количества преждевременных и повторных ремонтов.

В проведенном ниже анализе рассмотрим состояние фонда скважин, оборудованных УЭЦН на Харампурском месторождении ЦДНГ-2. Причины устранения отложений парафина, смолистых отложений на рабочие органы УЭЦН, методы борьбы с данными отложениями.



<img width=«687» height=«1069» src=«ref-2_1555574960-5270.coolpic» v:shapes="_x0000_s1211 _x0000_s1212 _x0000_s1213 _x0000_s1214 _x0000_s1215 _x0000_s1216 _x0000_s1217 _x0000_s1218 _x0000_s1219 _x0000_s1220 _x0000_s1221 _x0000_s1222 _x0000_s1223 _x0000_s1224 _x0000_s1225 _x0000_s1226 _x0000_s1227 _x0000_s1228 _x0000_s1229 _x0000_s1230">1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о районе месторождения


Харампурское месторождение находится на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Расстояние от района до поселка Тарко-Сам составляет <metricconverter productid=«115 км» w:st=«on»>115 км по воздуху и 215 наземным транспортом.


Ближайшими месторождениями являются: Фестивальное, расположенное в <metricconverter productid=«25 км» w:st=«on»>25 км юго-западнее и Восточно-Тарасовское, расположенное в <metricconverter productid=«75 км» w:st=«on»>75 км западнее Харампурского нефтегазо-конденсатного месторождения.


Площадь Харампурского месторождения расположена в южной части Пурской низмен­ности на севере Западно-Сибирской равнины и представляет собой пологоволнистую заболо­ченную равнину с абсолютным отметками рельефа от +80 (на водоразделах) до +<metricconverter productid=«45 м» w:st=«on»>45 м (в долинах рек). Господствующим ландшафтом являются северная тайга, в которой, преобладает лесо­тундровые и безлесные участки, заселенность площади 40-60%. Видовой состав леса: ель, лист­венница; реже — кедр, береза, сосна.


Рельеф имеет слабое эрозисное, долинно-болотное и сильно озерное расчленение ослож­нен речными террасами, буграми пучения. На всех формах рельефа характерно разобщенное залегание современной и древне вечной мерзлоты водораздельно-долинного типа.


Климат района резко континентальный. Продолжительность устойчивых морозов около 180 дней. Количество дней с метелями более 30. Средняя температура с метелями более 30. Среднее температура воздуха холодного периода 22-30
°
С. Снежный покров сохраняется 210 дней, а <img width=«687» height=«1069» src=«ref-2_1555580230-5252.coolpic» v:shapes="_x0000_s1251 _x0000_s1252 _x0000_s1253 _x0000_s1254 _x0000_s1255 _x0000_s1256 _x0000_s1257 _x0000_s1258 _x0000_s1259 _x0000_s1260 _x0000_s1261 _x0000_s1262 _x0000_s1263 _x0000_s1264 _x0000_s1265 _x0000_s1266 _x0000_s1267 _x0000_s1268 _x0000_s1269 _x0000_s1270">высота покрова достигает <metricconverter productid=«0,5 м» w:st=«on»>0,5 м на водоразделах и до 2-<metricconverter productid=«2,5 м» w:st=«on»>2,5 м в долинах рек и обрывов. Лето короткое, прохладное. Средняя температура самого теплого месяца июля + 15
°
С. Гидрографичная сеть представлена реками, формирующими бассейн реки Таз — это верхняя течение реки Часелька и левый участок реки Толька, а также бассейна реки Пур — реки Харампур и Пюхятьяха, правые притоки реки Айвоседур. Все эти реки не судоходны, с узкими долинами и сильно извилистыми руслами.


Грунтовые воды района открытые безнапорные: уровень их состояния близок к дневной поверхности и лишь на суходолах понижается на 2-<metricconverter productid=«6 м» w:st=«on»>6 м; вскрыты всеми скважинами на глубине от 1,5 до <metricconverter productid=«3 м» w:st=«on»>3 м.


Полезная толщина представлена мелкими песками, средняя толщина которых составляет <metricconverter productid=«0,92 м» w:st=«on»>0,92 м. Запасы песка по категории С2 составляют 184 тыс. м3 Площадь месторождения равна 20Га.


Подземные воды огромную ценность для водоснабжения промысловых объектов пред­ставляет пресные подземные воды <img width=«687» height=«1070» src=«ref-2_1555585482-5277.coolpic» v:shapes="_x0000_s1948 _x0000_s1949 _x0000_s1950 _x0000_s1951 _x0000_s1952 _x0000_s1953 _x0000_s1954 _x0000_s1955 _x0000_s1956 _x0000_s1957 _x0000_s1958 _x0000_s1959 _x0000_s1960 _x0000_s1961 _x0000_s1962 _x0000_s1963 _x0000_s1964 _x0000_s1965 _x0000_s1966 _x0000_s1967">первого гидропресного этапа Западно-Сибирского артезиан­ского бассейна. В зависимости от строения ММП на площади Харампуринского месторождения условно выделяются надмерзлотные и метмерзлостные водоносный горизонты.


Межмерзлотные воды стратеграфически приручены к атлым-новомехайловскому водо­носному горизонту в интервале межмерзлосного толика, толщина которого не превышает <metricconverter productid=«20 м» w:st=«on»>20 м.


Атлым-новомехайловский водоносный горизонт имеет хозяйственно питьевого значения. Глубина залегании кровле водоносного горизонта 50-<metricconverter productid=«65 м» w:st=«on»>65 м, Подошвы 165-<metricconverter productid=«170 м» w:st=«on»>170 м. Воды напорные, напор под кровлей в среднем <metricconverter productid=«56 м» w:st=«on»>56 м. По химическому составу воды гидрокарбонатные, кальциевые и натриевые.



<img width=«688» height=«1070» src=«ref-2_1555590759-5282.coolpic» v:shapes="_x0000_s1968 _x0000_s1969 _x0000_s1970 _x0000_s1971 _x0000_s1972 _x0000_s1973 _x0000_s1974 _x0000_s1975 _x0000_s1976 _x0000_s1977 _x0000_s1978 _x0000_s1979 _x0000_s1980 _x0000_s1981 _x0000_s1982 _x0000_s1983 _x0000_s1984 _x0000_s1985 _x0000_s1986 _x0000_s1987">1.2 Стратиграфия и тектоника.


Геологический разрез Харампурского месторождения сложен мощной (3900-4000м) осадочных терригенных пород, подстилаемых эффузолии-перматри-ассового возраста.


В составе юрских отложений изучаемого района выделяются осадки всех трех отделов: нижний, среднего и верхнего. Осадки среднего отдела включают тюменскую свиту. В разрезе прибрежно-морских и более глубоководных верхнеюрских отложений выделяются свита васюганская.


По литологической характеристике свита делится на нижнюю (глинистую) и верхнюю (песчано-глинистую) под свиты.


Нижняя подсвита сложена аргиллитами, темно-серыми до серых буроватым и зеленова­тым оттенком, преимущественно тонкоотлученные с прослоями аловралитов и песчаников. Ха­рактерен растительный детрит, пирит, редкие осадки двустворок, аммионитов и аршлетов. Алевриты серые с буроватым оттенком. Агрелиты темно-серые и серые с буроватым оттенком. Породы биотурбировант. Характерны пирит, редкие осадки аммонитов и двустворок. Песчани­ки васюганской свиты регионально нефтеносны, к ним приручен продуктивный горизонт Ю1. На Харампурском месторождении в состав горизонта Ю1 входят четыре продуктивных пласта (Ю11, Ю12, Ю13, Ю14). Возраст осадков — колловейский — <img width=«688» height=«1070» src=«ref-2_1555590759-5282.coolpic» v:shapes="_x0000_s1988 _x0000_s1989 _x0000_s1990 _x0000_s1991 _x0000_s1992 _x0000_s1993 _x0000_s1994 _x0000_s1995 _x0000_s1996 _x0000_s1997 _x0000_s1998 _x0000_s1999 _x0000_s2000 _x0000_s2001 _x0000_s2002 _x0000_s2003 _x0000_s2004 _x0000_s2005 _x0000_s2006 _x0000_s2007">оксфордский, установлен по форме ам­монитов, форами нифер и пелеципод.


В пределах месторождения васюганская свита вскрыта почти во всех скважинах на глу­бинах 2818-<metricconverter productid=«3117 м» w:st=«on»>3117 м. Наиболее низкое положение кровли (<metricconverter productid=«3293 м» w:st=«on»>3293 м) васюганской свиты.



1.3 Характеристика нефтегазоносных пластов


<img width=«687» height=«1069» src=«ref-2_1555601323-5271.coolpic» v:shapes="_x0000_s1291 _x0000_s1292 _x0000_s1293 _x0000_s1294 _x0000_s1295 _x0000_s1296 _x0000_s1297 _x0000_s1298 _x0000_s1299 _x0000_s1300 _x0000_s1301 _x0000_s1302 _x0000_s1303 _x0000_s1304 _x0000_s1305 _x0000_s1306 _x0000_s1307 _x0000_s1308 _x0000_s1309 _x0000_s1310">Характеристика коллекторов продуктивных отложений Харампурского месторождения изучался по результатам лабораторных исследований керна с привлечением первичного описа­ния керна.


Горизонт Ю стратиграфически изучен к верхней части васюганской свиты. В объеме го­ризонта выделяются четыре пласта Ю11 — Ю14 продуктивных на Харампурском месторождении. Пласты развиты по всей территории месторождения и характеризуют резной литолого-фациальной изменчивостью. Зоны глинизации различных размеров и конфигураций экранируют залежи углеводородов во всех пластах за исключением Ю13. Юрская часть разреза является наиболее изученной керном. Коллекторы пластов горизонтов охарактеризованы в 39 разведоч­ных и 12 эксплуатационных скважинах. Освещенность керном эффективных толщин изменяет­ся от 14,3 до 36% газа и нефтенасыщенность от 16,9 до 80% и от 27,7 до 43,3%.


Горизонт представлен серыми, зеленовато-серыми, мелкозернистыми песчаниками олевромистыми, слоистыми за счет прослойков темного глинистого материала, местами с пятнистой текстурой за счет биотурбизации осадка, участками обогащенными смолой и глауконитом, с прослоями олевролитов и оргелитов.


Коллекторами горизонта являются среднее и мелко зернистые песчаники и олевролиты. Текстура пород однородная, реже слоистая или мензовитая за счет распределения глинистого материала, органики и слюды, местами за счет намывов сидерита.


Минеральный состав обломочной части коллекторов горизонта практически одинаков. Основными породообразующими минералами являются кварц (35-45%), полевые шпаты (40-50%), слюда (2-3%) и обломки пород <img width=«687» height=«1069» src=«ref-2_1555606594-5250.coolpic» v:shapes="_x0000_s1311 _x0000_s1312 _x0000_s1313 _x0000_s1314 _x0000_s1315 _x0000_s1316 _x0000_s1317 _x0000_s1318 _x0000_s1319 _x0000_s1320 _x0000_s1321 _x0000_s1322 _x0000_s1323 _x0000_s1324 _x0000_s1325 _x0000_s1326 _x0000_s1327 _x0000_s1328 _x0000_s1329 _x0000_s1330">(10-15%).


Преобладающий размер обломков составляет в песчаниках 0,14-<metricconverter productid=«0,27 мм» w:st=«on»>0,27 мм, в олевралитах 0,06-<metricconverter productid=«0,1 мм» w:st=«on»>0,1 мм. По данным анализов грану метрического состава содержание в коллекторах мелко­зернистые песчаный фракций (0,25-<metricconverter productid=«0,1 мм» w:st=«on»>0,1 мм) составляет в большинстве 40-86,3%.


Полевые шпаты представлены клавливыми разностями и пломоклазами, среднее и сильно изменены пелитизацией и сритизацией.


Цемент до 10-15% пленочного-порового типа, часто распределен неравномерно. Глини­стый материал — хлорид-гидрослюдяного состава. Поры выполнены каолинитом, составляющим большую часть цемента (до 55-65%).


Из вторичных изменений в породах отличаются структуры разъединения, замещения об­ломочного материала кальцитом, с образованием вторичного пустотного пространства. Наряду с этим наблюдается хлоритизация обломков, что приводит к сужению или запечатыванию поровых каналов.

В целом по площади коллектора горизонта Ю1, преимущественно
V
1
реже,
IV
классов, по классификации А.А.Ханина при наличии единичных высокопроницаемых прослоев песчани­ков.


Различные в фильтрационно-емкостных свойствах коллекторов связаны преимуществен­но с их гранулометрическим составом, степенью отсортированности обломков, характером рас­пределения цемента и интенсивностью проявления вторичных процессов.

Различающие пласты непроницаемы перемычки представлены песчано-олевралитовыми разностями мелкозернистыми с глинисто-карбонатным и карбонатным цементом и аргиллитами темно-серыми олеролитами.


<img width=«687» height=«1069» src=«ref-2_1555601323-5271.coolpic» v:shapes="_x0000_s1331 _x0000_s1332 _x0000_s1333 _x0000_s1334 _x0000_s1335 _x0000_s1336 _x0000_s1337 _x0000_s1338 _x0000_s1339 _x0000_s1340 _x0000_s1341 _x0000_s1342 _x0000_s1343 _x0000_s1344 _x0000_s1345 _x0000_s1346 _x0000_s1347 _x0000_s1348 _x0000_s1349 _x0000_s1350">Покрышкой горизонта являются глинистые отложения. Слагающие их аргелиты темно-серые, до черных, с неравномерным буровато-коричневым оттенком, плотные, плитчатые, слю­дистые, с прослойкой алевролита, в средней части с битуминозными слоями. Характерно нали­чие мелких углисто-растительных остатков, отмечаются пирит, в нижней части — глауконит. Глинистая масса тонкоотмученная, преимущественно гидрослюдистого состава. Мощность этих отложений составляет 65-<metricconverter productid=«368 км» w:st=«on»>368 км.


<img width=«688» height=«1070» src=«ref-2_1555617115-5268.coolpic» v:shapes="_x0000_s2008 _x0000_s2009 _x0000_s2010 _x0000_s2011 _x0000_s2012 _x0000_s2013 _x0000_s2014 _x0000_s2015 _x0000_s2016 _x0000_s2017 _x0000_s2018 _x0000_s2019 _x0000_s2020 _x0000_s2021 _x0000_s2022 _x0000_s2023 _x0000_s2024 _x0000_s2025 _x0000_s2026 _x0000_s2027">Породы коллектора пласта горизонта Ю1 характеризуются невысоким, значениями ФЕС: пористость (14-16%), проницаемость (5,6-41,0 срм2 — по керну 4,6-12,8 срм2 — по ГИС). Зависи­мость между началом и остаточной нефтенасыщенностью отсутствует, среднее остаточная нефтенасыщенность составляет для пластов группы Ю1 — 0,337.



<img width=«688» height=«1070» src=«ref-2_1555590759-5282.coolpic» v:shapes="_x0000_s2028 _x0000_s2029 _x0000_s2030 _x0000_s2031 _x0000_s2032 _x0000_s2033 _x0000_s2034 _x0000_s2035 _x0000_s2036 _x0000_s2037 _x0000_s2038 _x0000_s2039 _x0000_s2040 _x0000_s2041 _x0000_s2042 _x0000_s2043 _x0000_s2044 _x0000_s2045 _x0000_s2046 _x0000_s2047"><img width=«596» height=«922» src=«ref-2_1555627665-53338.coolpic» v:shapes="_x0000_i1025">
1.4 Характеристика пластовых флюидов
Свойства и состав растворенного в нефти газа.
Показатели
Объекты

Ю1
Относительная плотность
Объемное содержание в газе, %

Азот

Метан

Этан


1,118

1,75

76,99

9,34
    продолжение
--PAGE_BREAK--

<img width=«687» height=«1070» src=«ref-2_1555681003-5273.coolpic» v:shapes="_x0000_s2188 _x0000_s2189 _x0000_s2190 _x0000_s2191 _x0000_s2192 _x0000_s2193 _x0000_s2194 _x0000_s2195 _x0000_s2196 _x0000_s2197 _x0000_s2198 _x0000_s2199 _x0000_s2200 _x0000_s2201 _x0000_s2202 _x0000_s2203 _x0000_s2204 _x0000_s2205 _x0000_s2206 _x0000_s2207">Физико-химическое свойство нефти

Показатели
Объекты

Ю1
Плотность при температуре С0, кг/м
Динамическая вязкость нефти мПа/с в условиях поверхности пластовых

Газовый фактор

Объемный коэффициент

Давление насыщения МПа
Содержание в %
Серы

Смол

Парафина


0,5

100

1,659

21


0,14

2,84

4,13



<img width=«687» height=«1070» src=«ref-2_1555686276-5268.coolpic» v:shapes="_x0000_s1351 _x0000_s1352 _x0000_s1353 _x0000_s1354 _x0000_s1355 _x0000_s1356 _x0000_s1357 _x0000_s1358 _x0000_s1359 _x0000_s1360 _x0000_s1361 _x0000_s1362 _x0000_s1363 _x0000_s1364 _x0000_s1365 _x0000_s1366 _x0000_s1367 _x0000_s1368 _x0000_s1369 _x0000_s1370">1.5 Состояние разборки месторождение


В <metricconverter productid=«1984 г» w:st=«on»>1984 г институтом УкрГинроНИИнефть была составлена технологическая схема разра­ботки месторождения, утвержденная ЦКРМИГ.


Южно-Харампурское месторождение было введено в разработку в 1994г. За 2004г. добы­ча нефти составила 1255,850 тысяч тонн, жидкости — 1628,724 тысяч тонн. С начала разработки добыли 7322,460 тысяч тонн нефти, что составляет 19,5%. Текущая обводненность продукции 22,9%

Закачка за отчетный период 5539,229 тыс.м3 воды, с начала разработки -17803,895 тыс. м воды. Текущая компенсация составила — 209,3 % накопленная -125,4%.


<img width=«688» height=«1070» src=«ref-2_1555691544-5228.coolpic» v:shapes="_x0000_s1751 _x0000_s1752 _x0000_s1753 _x0000_s1754 _x0000_s1755 _x0000_s1756 _x0000_s1757 _x0000_s1758 _x0000_s1759 _x0000_s1760 _x0000_s1761 _x0000_s1762 _x0000_s1763 _x0000_s1764 _x0000_s1765 _x0000_s1766 _x0000_s1767 _x0000_s1768 _x0000_s1769 _x0000_s1770">2. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 История вопроса

Внутрипластовое горение. Извлечение нефти из пластов при
внутрипластовом горении осуществляется — нагнетанием в пласт воздуха или же воздуха и воды. В первом случае метод полу­чил наименование «сухого» внутрипластового горения, во вто­ром — «влажного» внутрипластового горения.

Суть метода внутрипластового горения при разработке зале­жей нефти сводится к образованию и перемещению по пласту высокотемпературной зоны срав­нительно небольших размеров, в которой тепло генерируется в ре­зультате экзотермических реак­ций между частью содержащейся в пласте нефти и кислородом на­гнетаемого в пласт воздуха..


Метод внутрипластового горе­ния подразделяют по направле­нию движения окислителя и ис­точнику топлива для поддержа­ния окислительных реакций в пласте.


Процесс внутрипластового го­рения имеет следующие разно­видности по направлению движе­ния окислителя:


прямоточный процесс внутри­пластового горения и окислителя совпадают;


противоточный процесс, когда зона горения движется на­встречу потоку окислителя.


По источнику топлива для поддержания окислительных реак­ций в пласте внутрипластовое горение различают на:


<img width=«687» height=«1070» src=«ref-2_1555585482-5277.coolpic» v:shapes="_x0000_s2208 _x0000_s2209 _x0000_s2210 _x0000_s2211 _x0000_s2212 _x0000_s2213 _x0000_s2214 _x0000_s2215 _x0000_s2216 _x0000_s2217 _x0000_s2218 _x0000_s2219 _x0000_s2220 _x0000_s2221 _x0000_s2222 _x0000_s2223 _x0000_s2224 _x0000_s2225 _x0000_s2226 _x0000_s2227">процесс без ввода в пласт дополнительного топлива (топли­во для поддержания горения получается только из находящейся в пласте нефти);


процесс с вводом в пласт дополнительного топлива, которое в определенных условиях компенсирует недостаток в образова­нии топлива непосредственно из пластовой нефти.


2.2 Уровень разработанности проблемы в теории

В настоящее время наиболее изучен и широко применяется на нефтяных месторождениях прямоточный процесс внутрипластового горения без ввода в пласт дополнительного топлива.


Прямоточный процесс внутрипластового горения, как и лю­бая его <img width=«687» height=«1069» src=«ref-2_1555702049-5283.coolpic» v:shapes="_x0000_s1691 _x0000_s1692 _x0000_s1693 _x0000_s1694 _x0000_s1695 _x0000_s1696 _x0000_s1697 _x0000_s1698 _x0000_s1699 _x0000_s1700 _x0000_s1701 _x0000_s1702 _x0000_s1703 _x0000_s1704 _x0000_s1705 _x0000_s1706 _x0000_s1707 _x0000_s1708 _x0000_s1709 _x0000_s1710">разновидность, начинается с создания в призабойной зоне пласта нагнетательных скважин фронта горения. После того, как процесс горения стабилизировался, в пласте по направ­лению от нагнетательной скважины к добывающим можно вы­делить несколько характерных зон.

Между забоем нагнетательной скважины и фронтом горения размещается выжженная зона. При нормальном течении про­цесса в ней остается сухая, свободная от каких-либо примесей порода пласта. У кровли и подошвы пласта в данной зоне пос­ле прохождения фронта горения может оставаться нефтенасыщенность, так как в связи с потерями тепла в кровлю и подош­ву температура в этих частях может оказаться недостаточной для воспламенения топлива. Лабораторными и промысловыми наблюдениями установлено, что зона фронта горения имеет сравнительно малые поперечные размеры и не доходит до кров­ли и подошвы пласта. Непосредственно перед фронтом горения в поровом пространстве породы движется зона коксообразования и испарения сравнительно легких фракций нефти и свя­занной воды. Нагрев этой области пласта осуществляется за счет теплопроводности и конвективного переноса тепла парами воды, нефти и газообразными продуктами горения. Температура в этой зоне падает от температуры горения до температуры кипения воды (в смеси с нефтью) при пластовом давлении.


<img width=«229» height=«250» src=«ref-2_1555707332-6095.coolpic» v:shapes="_x0000_i1026">


<img width=«687» height=«1070» src=«ref-2_1555713427-5265.coolpic» v:shapes="_x0000_s1711 _x0000_s1712 _x0000_s1713 _x0000_s1714 _x0000_s1715 _x0000_s1716 _x0000_s1717 _x0000_s1718 _x0000_s1719 _x0000_s1720 _x0000_s1721 _x0000_s1722 _x0000_s1723 _x0000_s1724 _x0000_s1725 _x0000_s1726 _x0000_s1727 _x0000_s1728 _x0000_s1729 _x0000_s1730">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 <metricconverter productid=«17 кг» w:st=«on»>17 кг и более на <metricconverter productid=«1 м3» w:st=«on»>1 м3 породы, скорость движения в пласте закачиваемого воздуха должна быть больше скорости движения <img width=«688» height=«1070» src=«ref-2_1555718692-5222.coolpic» v:shapes="_x0000_s1431 _x0000_s1432 _x0000_s1433 _x0000_s1434 _x0000_s1435 _x0000_s1436 _x0000_s1437 _x0000_s1438 _x0000_s1439 _x0000_s1440 _x0000_s1441 _x0000_s1442 _x0000_s1443 _x0000_s1444 _x0000_s1445 _x0000_s1446 _x0000_s1447 _x0000_s1448 _x0000_s1449 _x0000_s1450">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.


<img width=«687» height=«1070» src=«ref-2_1555686276-5268.coolpic» v:shapes="_x0000_s2228 _x0000_s2229 _x0000_s2230 _x0000_s2231 _x0000_s2232 _x0000_s2233 _x0000_s2234 _x0000_s2235 _x0000_s2236 _x0000_s2237 _x0000_s2238 _x0000_s2239 _x0000_s2240 _x0000_s2241 _x0000_s2242 _x0000_s2243 _x0000_s2244 _x0000_s2245 _x0000_s2246 _x0000_s2247">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 <metricconverter productid=«100 м» w:st=«on»>100 м трубопровода, а в скважине — 1,7 млн. к Дж/сут на каждые <metricconverter productid=«100 м» w:st=«on»>100 м длины НКТ.

<img width=«688» height=«1070» src=«ref-2_1555729182-5226.coolpic» v:shapes="_x0000_s1451 _x0000_s1452 _x0000_s1453 _x0000_s1454 _x0000_s1455 _x0000_s1456 _x0000_s1457 _x0000_s1458 _x0000_s1459 _x0000_s1460 _x0000_s1461 _x0000_s1462 _x0000_s1463 _x0000_s1464 _x0000_s1465 _x0000_s1466 _x0000_s1467 _x0000_s1468 _x0000_s1469 _x0000_s1470">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 <img width=«688» height=«1070» src=«ref-2_1555734408-5222.coolpic» v:shapes="_x0000_s1471 _x0000_s1472 _x0000_s1473 _x0000_s1474 _x0000_s1475 _x0000_s1476 _x0000_s1477 _x0000_s1478 _x0000_s1479 _x0000_s1480 _x0000_s1481 _x0000_s1482 _x0000_s1483 _x0000_s1484 _x0000_s1485 _x0000_s1486 _x0000_s1487 _x0000_s1488 _x0000_s1489 _x0000_s1490">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 <metricconverter productid=«1 кг» w:st=«on»>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:


I
н =
I
нд +
I
нг +
I
уг


<img width=«688» height=«1070» src=«ref-2_1555729182-5226.coolpic» v:shapes="_x0000_s1491 _x0000_s1492 _x0000_s1493 _x0000_s1494 _x0000_s1495 _x0000_s1496 _x0000_s1497 _x0000_s1498 _x0000_s1499 _x0000_s1500 _x0000_s1501 _x0000_s1502 _x0000_s1503 _x0000_s1504 _x0000_s1505 _x0000_s1506 _x0000_s1507 _x0000_s1508 _x0000_s1509 _x0000_s1510">где
I
н — количество нефти до процесса; 
I
нд — количество добытой нефти в регультате ВГ;
I
нг — количество сгоревшей нефти; 
I
уг — количество  нефти, превратившейся в углеводородный газ.


<img width=«688» height=«1069» src=«ref-2_1555744856-5237.coolpic» v:shapes="_x0000_s1511 _x0000_s1512 _x0000_s1513 _x0000_s1514 _x0000_s1515 _x0000_s1516 _x0000_s1517 _x0000_s1518 _x0000_s1519 _x0000_s1520 _x0000_s1521 _x0000_s1522 _x0000_s1523 _x0000_s1524 _x0000_s1525 _x0000_s1526 _x0000_s1527 _x0000_s1528 _x0000_s1529 _x0000_s1530">2.4 Расчетная часть

Задача.

Рассчитать процесс внутрипластового горения на пятиточечном элементе при следующих условиях: пористость терригенного пласта
m
= 0,29; толщина пласта
h
= <metricconverter productid=«7 м» w:st=«on»>7 м; пластовая температура Тпл = 310 К; плотность пластовой нефти Рпл = 960 кг/м3; плотность воды Рв = 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 Рзаб д = 8 мПа; забойное давление в нагнетательной скважине Рзаб 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
dh
= 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.

<img width=«321» height=«110» src=«ref-2_1555750093-2419.coolpic» v:shapes="_x0000_i1027">


<img width=«688» height=«1070» src=«ref-2_1555734408-5222.coolpic» v:shapes="_x0000_s1531 _x0000_s1532 _x0000_s1533 _x0000_s1534 _x0000_s1535 _x0000_s1536 _x0000_s1537 _x0000_s1538 _x0000_s1539 _x0000_s1540 _x0000_s1541 _x0000_s1542 _x0000_s1543 _x0000_s1544 _x0000_s1545 _x0000_s1546 _x0000_s1547 _x0000_s1548 _x0000_s1549 _x0000_s1550"><img width=«572» height=«98» src=«ref-2_1555757734-3673.coolpic» v:shapes="_x0000_i1028">


Вычисляем скорость продвижения фронта горения.

<img width=«239» height=«39» src=«ref-2_1555761407-1190.coolpic» v:shapes="_x0000_i1029">

<img width=«409» height=«64» src=«ref-2_1555762597-2287.coolpic» v:shapes="_x0000_i1030">

По рисунку определяем для
h
э
= 7м.

<img width=«169» height=«36» src=«ref-2_1555764884-885.coolpic» v:shapes="_x0000_i1031">

Проверяем выполнение условия.

W
ф
> 3 ·
W
ф
min


0,104 > 0,03

Условие выполняется поэтому принятую величину
r
ф
= <metricconverter productid=«50 м» w:st=«on»>50 м оставляем без изменения.

Вычисляем:

<img width=«233» height=«71» src=«ref-2_1555765769-946.coolpic» v:shapes="_x0000_i1032">

<img width=«329» height=«64» src=«ref-2_1555766715-1630.coolpic» v:shapes="_x0000_i1033">

По рисунку определяем а
s
= 0,7.Вычисляем коэффициент:

S
1
=
q
/ (Рнп·
m
)


S
1
=
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
= <metricconverter productid=«1,257 м» w:st=«on»>1,257 м Дж / м3 и нефти

<img width=«687» height=«1069» src=«ref-2_1555768345-5279.coolpic» v:shapes="_x0000_s1791 _x0000_s1792 _x0000_s1793 _x0000_s1794 _x0000_s1795 _x0000_s1796 _x0000_s1797 _x0000_s1798 _x0000_s1799 _x0000_s1800 _x0000_s1801 _x0000_s1802 _x0000_s1803 _x0000_s1804 _x0000_s1805 _x0000_s1806 _x0000_s1807 _x0000_s1808 _x0000_s1809 _x0000_s1810">Q
'н =41,9 м Дж / кг,
S
н
— нефтегазонасыщенноть пласта.

  
S
2
= 0,094 · 1,47 · 1,257 / 41,9 = 0,04

Коэффициент нефтеотдачи в выжженой зоне:

М' = 1 — (
S1

+

S
2
) /
S
н
;

<img width=«265» height=«63» src=«ref-2_1555773624-1472.coolpic» v:shapes="_x0000_i1034">

   Коэффициент нефтеотдачи всего элемента:

   М = а
h
·а
s
· М'+
λ
(1-
d
к
·а
s
);

    продолжение
--PAGE_BREAK--