2. Технология проведения сухого внутрипластового горения

Сухое внутрипластовое горение (СВГ). Это обычное внутрипластовое прямоточное горение, в котором в нагнетательные скважины после инициирования горения для его поддержания закачивается только воздух. Расход воздуха на 1 т добываемой нефти, по данным практики, колеблется от 400 до 3000 м³.

Основы процесса. Углеводороды обладают способностью вступать в экзотермические реакции с кислородом, что может быть использовано для получения тепла непосредственно в нефтяном пласте.

В основу метода внутрипластового горения положен процесс горения части нефти, содержащейся в пористой среде, для увеличения подвижности несгоревших фракций. Горение обычно инициируется с помощью специального оборудования, позволяющего создать в призабойной зоне необходимый температурный уровень; в дальнейшем процесс протекает в автономном режиме при постоянной подаче воздуха в одну или несколько скважин. Как правило, температура фронта горения превышает температуру насыщения водяного пара и находится в пределах от 400 до 600 °С. Внутрипластовое горение применяется с пятидесятых годов, в основ­ном на месторождениях тяжелой нефти. Чаще всего при этом нефть вы­тесняется от одной скважины к призабойной зоне другой, однако в ряде случаев этот метод используют и в качестве метода теплового воздействия на прискважинную область, причем периоды нефтедобычи чередуются с периодами горения (поддерживающегося при помощи нагнетания воздуха).

Выделение тепловой энергии внутри пласта позволяет снизить тепло­вые потери в скважинах. Теплота горения используется для повышения температуры не только нефти, но и коллектора; часть энергии рассеивается в окружающих породах. Совместное использование методов внутрипластового горения и нагнетания нагретой воды служит повышению к.п.д. всего процесса.

Сущность метода всех модификаций внутрипластового горения заключается в том, что в начале в призабойной зоне зажигательной (нагнетательной) скважины при помощи различных топливных горелок, электрических нагревателей или химических реагентов создают мощный очаг горения. После образования очага горения для поддержания процесса горения нефти в скважину с поверхности нагнетают окислитель - воздух, обогащенный кислородом, или кислородосодержащую газовую смесь. При непрерывной подаче окислителя начинается движение очага горения в пласт.

После того как очаг горения получил достаточную стабильность и начал продвигаться по направлению к эксплуатационной скважине, зажигательная скважина становится только нагнетательной, и забой её охлаждается. Глубинный нагревательный аппарат извлекают на поверхность.

По опытным данным, температура воспламенения нефти в пласте находится в пределах 150- 315 °С. Однако возможны случаи зажигания нефти в пластах и при более высоких температурах (500°С и выше).

Под действием высокой температуры фронта горения нефть в пласте претерпевает термохимические изменения, при которых часть её превращается в углеводородные газы, а часть - в коксоподобный остаток, откладывающийся в поровых каналах. Углеводородный газ вместе с продуктами горения и частью нефти отбирается через эксплуатационные скважины, а коксоподобный остаток сгорает в пласте.

Выделяющиеся продукты горения с высокой температурой, двигаясь по пласту, отдают тепло нефтесодержащей породе. В результате того, чтовязкость нефти резко снижается, увеличивается теплоотдача пласта и дебит-эксплуатационных скважин. В процессе осуществления внутрипластового горения часть пластовой нефти (до 15%) сгорает. Технология разработки пласта при помощи внутрипластового горения может быть различной: прямоточной и противоточной в первой зажигание пласта и подача окислителя осуществляются через одну и ту же скважину. При этом очаг горения и поток окислителя движутся в одном направлении – от зажигательной (нагнетательной) скважины к эксплутационным (прямоточное горение). При противоточном варианте горения зажигают пласт и нагнетают окислитель через разные скважины. Когда в зажигательной скважине инициировано горение, через нагнетательную скважину подается окислитель в нефтенасыщенную ненагретую часть пласта навстречу перемещающумуся очагу горения.

Продукты процесса (газы, пары и нефть) продвигаются по выгоревшей зоне к зажигательной скважине, которая становится теперь эксплуатационной. Основная причина развития этого метода – практическая невозможность осуществления прямоточного процесса в залежах с неподвижной нефтью (или битумами).

«Прямоточный процесс ВГ включает выжженную зону, содержа­щую воздух; зону горения, содержащую кокс; многофазную зону, содержащую пар, газы, воду, легкие углеводороды; зону кон­денсации или трехфазную зону, содержащую газы, нефть, воду; зону нефтяного вала, содержащую нефть и газ; зону пласта, не охваченную воздействием.(рис. 1).

Рисунок 1 – Процесс внутрипластового горения

а - температурные зоны в пласте; б - зоны распространения процесса;1, 2 - нагнетательная и добывающая скважины; 3, 4, 7, 8 - зоны соответст­венно выжженная, испарения, конденсации и пара; 5 - легкие углеводороды; 6 - нефтяной вал; 9 - фронт горения

Выжженная зона ‒ это зона пласта, через которую прошел фронт горения. После вытеснения воздухом, паром и газами го­рения в пласте остается нефть с пониженной вязкостью у кров­ли и подошвы выжженной зоны.

Фронт горения ‒ это сравнительно узкая по радиусу зона, окружающая нагнетательную скважину, в которой протекает про­цесс горения топлива (кокса). Она существенно предопределяет механизм нефтеотдачи пласта при внутрипластовом горении, яв­ляясь генератором тепла и газообразных продуктов горения.

В зоне горения нефть испаряется и крекируется или карбо­низируется, образуя остаточные или коксовые отложения на по­верхности песка. Эти отложения служат как топливо в зоне го­рения. Тепло переносится вперед паром, получающимся при го­рении испарением межпоровой воды и побочными газовыми проду­ктами горения. Температура на фронте горения достигает 650°С и выше. Такие высокие температуры в нефтяном пласте стимулируют различные физико-химические превращения, свойст­венные технологии переработки нефти: дистилляцию и конденса­цию, крекинг, пиролиз, газификацию, а также процессы низко­температурного окисления, воспламенения и горения углеводо­родов.

Скорость продвижения фронта горения прямо пропорциональна расходу окислителя.

Зона испарения. Это зона пласта перед фронтом горения, нагрев которой осуществляется за счет теплопроводности и конвективного переноса тепла парами воды, нефти и газообраз­ными продуктами горения. Зона испарения непосредственно при­мыкает к фронту горения и включает в себя область коксообразования (образование и отложение топлива на породе). Темпе­ратура в этой зоне падает от температуры горения до темпера­туры кипения воды при пластовом давлении за счет теплообмена паров воды, нефти и газообразных продуктов горения с более холодной пластовой системой.

Паровое плато. Согласно экспериментальным данным и теоре­тическим исследованиям были сделаны следующие выводы:

• температура интервала парового плато контролируется глав­ным образом фазовым равновесием;

• температура в интервале парового плато и его движение определяется скорее отношением испарения и конденсации воды, чем углеводородов;

• уровень температуры парового плато определяется давлением воздуха и в меньшей степени начальной водонасыщенностью;

• тепловые потери в области парового плато могут ограничи­ваться его размером при установившихся условиях. Темпера­турный профиль вдоль передней кромки парового плато стабили­зируется в результате тепловых потерь;

• при адиабатических условиях паровое плато движется при постоянной скорости, которая вдвое, превышает скорость движе­ния фронта горения. Для температурных профилей вдоль ведущей кромки парового плато при адиабатических условиях не сущест­вует установившегося состояния;

• в интервале парового плато радиальная температура посто­янна;

• паровое плато является температурной основой фронта горе­ния;

• для парового плато важную роль играет кондуктивный и кон­вективный виды теплопереноса.

Зона конденсации. Это зона, в которой конденсируются пары воды и нефти, продолжая взаимодействовать с более холодными нефтью, породой и связанной водой, вызывая кипение пластовых флюидов. Кипение жидкостей при соответствующем давлении, ко­торое несколько возрастает в направлении к фронту горения, обеспечивает стабилизацию температуры в зоне конденсации. Нефть вытесняется из пласта горячим конденсатом воды и лег­ких фракций нефти, парами воды и газообразными продуктами горения.

Жидкофазное окисление. Это цепная радикальная реакция, начинающаяся уже при температуре 25-50⁰ С. С повышением тем­пературы скорость окисления резко возрастает и при темпера­туре до 200° С происходит жидкофазное окисление легких и средних компонентов нефти. Это приводит к уменьшению содер­жания в нефти легких компонентов и увеличению содержания смол и асфальтенов. что соответственно повышает плотность и вязкость нефти.

Образовавшийся фронт горения перемещается в направлении от нагнетательной скважины. Газы горения и пар, образующийся при испарении воды, перемещаются перед фронтом горения в направлении к добывающим скважинам. В результате воздействия пара снижается вязкость нефти и она вытесняется к зоны па­ра. Оставшаяся нефть испаряется при перемещении фронта го­рения и образуются легкие газообразные углеводороды, газы от крекинга и коксообразные остатки. Эти газы перемещаются вместе с газами горения и растворяются в нефти перед фронтом образования пара.

В зоне, следующей за зоной горения, температура достигает так называемой точки плато - 150-260° С в зависимости от поддерживаемого давления. Это плато представляет собой тем­пературу конденсации водяного пара. Впереди зоны парового плато находится зона конденсации, нефтяной вал и область пласта, практически не подвергшаяся воздействию, но имеющая большое насыщение газами горения.