Аналитика



Тепловые методы разработки нефтяных месторождений

ТЕПЛОВЫЕ МЕТОДЫ РАЗРАБОТКИ глава НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ


§ 32. ТЕМПЕРАТУРНАЯ ОБСТАНОВКА В ПЛАСТАХ И ЕЕ ИЗМЕНЕНИЕ В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Начальное значение пластовой температуры и ее распределение определяются геотермическими условиями, в которых находится месторождение. Обычно пластовая температура нефтяных месторождений соответствует среднему геометрическому градиенту в данном геологическом регионе. Однако наблюдаются и существенные отклонения пластовой температуры от этой величины. Тогда считают, что пластовая температура повышенная или пониженная. Зоны земной коры с высокой температурой называются г е о т е р м а л ь н ы м и з о н а м и .

В процессе разработки нефтяного месторождения его пластовая температура может существенно измениться. Это происходит при закачке в пласт веществ, главным образом воды, с иной температурой, чем начальная пластовая, а также при экзотермических реакциях в пласте. В значительно меньшей степени, как это было показано в гл. II, пластовая температура изменяется за счет дросселирования извлекаемых жидкостей и газов и гидравлического трения о породы пласта фильтрующихся в нем веществ.

Распределение пластовой температуры под землей и изменение ее во времени называют т е м п е р а т у р н ы м р е ж и м о м месторождения. Изменение температуры в нефтяных пластах происходит в основном за счет теплопроводности и конвекции.

Нефтяные пласты не теплоизолированы от окружающих пород и от других пластов. Поэтому всякое изменение температуры на каком-либо участке по сравнению с другими участками влечет за собой ее перераспределение и перенос тепла за счет теплопроводности. Закачка в пласт воды с иной температурой, чем пластовая, и добыча из пласта нефти с пластовой температурой приводят к изменению содержания тепла в пласте и, следовательно, пластовой температуры.

Рассмотрим процесс вытеснения нефти водой из однородного прямолинейного пласта в условиях, когда закачиваемая вода имеет иную температуру, чем пластовая. Будем считать для простоты, что вытеснение нефти водой поршневое, причем остаточная нефтенасыщенность 5ност уменьшается с увеличением температуры по определенному закону.

Допустим, что в рассматриваемый однородный пласт закачивается вода с температурой меньшей, чем пластовая. Поскольку в случае поршневого вытеснения нефти водой из обводненной области не вытесняется нефть даже при пластовой температуре, то при значении ее меньшем, чем пластовая, из этой области тем более не будет вытесняться нефть.

Вследствие того, что рассматриваемый процесс вытеснения нефти водой происходит в неизотермических условиях, когда температура в пласте не остается неизменной, необходимо использовать уравнение переноса тепла в пласте. Для вывода этого уравнения рассмотрим элемент прямолинейного пласта, показанный на рис. 126. Слева в элемент пласта длиной A i, высотой h и шириной b (см. рис. 126) поступает вода с температурой Т.

При вводе воды в элемент пласта с иной температурой, нежели температура воды в элементе, происходит перенос тепла за счет конвекции. Кроме того, тепло переносится в пласте и за счет теплопроводности. Если vBX - скорость фильтрации воды в направлении оси i, то скорость ввода тепла в элемент

Рис. 126. Баланс тепла в элементе пласта

где св - удельная теплоемкость воды; рв - плотность воды.

Кроме конвекции тепло переносится в пласте за счет теплопроводности. Через левую грань (см. рис. 126) элемент получает тепло со скоростью vIX, и через правую грань он отдает тепло со скоростью v ft + -Vx- А . Следует учитывать, что в элемен

пласта через его левую грань за счет конвективного переноса будет сврвювхТ. Через правую грань элемента пласта теплоотдача происходит за счет конвекции со скоростью



те содержатся остаточная нефть и вода. Поэтому приращение теплосодержания в нем выражается следующим образом:

А{[стрт(1 - т) + сврвт5 + cBpBmsB ост]Т},

где ст - массовая удельная теплоемкость горных пород (минералов, слагающих горные породы); рт - плотность минералов; s -водонасыщенность.

Скорость »тт распространения тепла за счет теплопроводности, как было показано в гл. II, выражается законом Фурье. Если ювх = v„ согласно балансу тепла в элементе пласта получим

д(с р v T )

с р vT - с р vT--Е—¦—- Ах bhAt +

А{[ст рт(1 - т) + c^ms + c^mSg ос1]Т}ЪН - тЬAxAt.    (VII. 1)

Здесь q - скорость отдачи тепла с единицы площади кровли и подошвы пласта за счет теплопроводности. Теплоотдача как через кровлю, так и через подошву пласта учитывается цифрой 2 в последнем члене в правой части формулы (VII. 1).

Механизм переноса тепла в нефтяном пласте за счет конвекции имеет одну весьма важную особенность: зона с иной температурой, чем пластовая, т.е. охлажденная или нагретая, перемещается в пласте со значительно меньшей скоростью, чем скорость движения воды в пористой среде. Это приводит к очень важному для разработки нефтяных месторождений эффекту, заключающемуся в том, что при закачке в пласт воды с температурой, отличающейся от пластовой, образующаяся при этом в пласте охлажденная или нагретая зона, в зависимости от отношения температуры закачиваемой воды к первоначальной пластовой, отстает от фронта вытеснения нефти водой.

Докажем возникновение указанного эффекта теоретически, используя уравнение (VII. 1). Для большей наглядности этого доказательства упростим его, а именно: пренебрежем переносом тепла за счет теплопроводности вдоль оси 2 и отдачей тепла в кровлю и подошву; вынесем за знаки соответствующих производных скорость конвективного переноса тепла сврв»в и величину [стрт(1    - m) +    c,p,ms    +    снрнт(1 -    s)],    учитывая,    что    sE    ост =

= 1 - s.

В результате, исключив из (VII. 1) взаимно уничтожающиеся члены, получим, полагая Ах ^ 0,

дТ    дТ

cpv + — [q-р- m) + с р ms + cIp1m(1 - s)] — = 0.    (VII.2)

' ' дх    ’    ’    dt

В прямолинейный пласт (рис. 127) слева через границу х = = 0 закачивается холодная вода при постоянном расходе q и температуре Т = Т1, причем Т1 < Тплпл - начальная пластовая температура).

В этом случае в пласте образуется фронт охлаждения с ко

(VII.3)


ординатой 1т. Температура в области 0 < х <хт составит Т1, а при х >хт Т = Тпл. Фронт охлаждения по мере закачки холодной воды будет перемещаться со скоростью дат, причем

дат = dxx/dt.

Конечно такой эффект, как образование “фронта охлаждения” возникает из-за использованной схематизации процесса теплопереноса. Если учитывать теплопроводность, то фронт будет “размываться”.

Решение уравнения (VII. 2) в рассматриваемом случае будем искать в виде

T = f(x - wJt),

(VII.4)


где f - функция от переменной ^ = х - wxt. Имеем

(VII.5)

Подставим (VII.5) в (VII.2). В результате получим

f (свРв°в - [Стрт(1 - m) + cBpBms + снр„т(1 - s)]wx| = 0.    (VII.6)

В общем случае f * 0. Тогда равно нулю выражение, заключенное в фигурные скобки соотношения (VII.6). Отсюда

wu =-с-^-.    (VII.7)

v , CCP t?1 - m) + с р ,ms + с р гр(1 - s)

Оценим величину w,^/v,. Пусть св = 4,19 кДж/(кг-К); рв = = 103 кг/м3; ст = 1,3 кДж/(кг-К); рт = 2,5-103 кг/м3; m = 0,2;

5н ост = 0,4; s = 1 - 5н ост = 0,6; сн = 2,1 кДж/(кг-К); рн = 0,85х х103 кг/м3; 5св = 0. Подставим приведенные данные, характерные для условий реальных нефтяных пластов, в (VII.7). Получим

wu __4,19 -10__ -| 291

V,    1,3 - 2,5 - 0,8 -103 + 4,19 -103 - 0,2 - 0,6 + 2,1 - 0,8 -103 - 0,2 - 0,4    '    '

Таким образом, в данном случае скорость перемещения в пласте фронта охлаждения примерно в 1,3 раза превышает скорость фильтрации воды. Если же отнести скорость фронта охлаждения к скорости фронта поршневого вытеснения нефти водой w„ то

wu _ wu_ wum(1 - s1 ом) _ 1,291 -0,2 -0,6 _ 0,155.

W V W V

Следовательно, фронт охлаждения в каждый момент времени отстает от фронта вытеснения нефти водой в 1/0,155 = = 6,45 раза. Это значит, что нефть будет вытесняться из пласта не охлажденной водой, а водой с пластовой температурой. Чтобы полностью охладить этот идеализированный пласт до температуры закачиваемой воды, нужно прокачать через него при указанных условиях Q^, = 6,45(s - 5св) = 6,45(1 - 5ност), если 5св =

0, т.е. примерно 3,9 порового объема холодной воды.

Однако все же рассмотренный пласт - идеализированный: однородный и полностью теплоизолирован. В реальных же условиях, когда тепло непрерывно поступает через кровлю и подошву, если в пласт закачивается холодная вода, происходит охлаждение контактирующих с ним других пластов или слоев. Таким образом получается, что в наиболее высокопроницаемом пропластке, в который в основном проникает закачиваемая холодная вода, нефть за основную часть времени разработки вытесняется водой с пластовой температурой. При этом в высокопроницаемом пропластке не ухудшаются условия вытеснения нефти по сравнению с условиями в процессе закачки воды при пластовой температуре. В соседних же пропластках может наблюдаться уменьшение температуры и ухудшение условий вытеснения, особенно если нефть в них обладает свойством резко

Рис. 127. Схема вытеснения нефти холодной водой из прямолинейного теплоизолирован-ного пласта

увеличивать вязкость с понижением температуры или в нефти кристаллизуется парафин и она приобретает неньютоновские свойства.

*^н ост


Во время закачки воды в пласт, с целью вытеснения из него нефти, с температурой Т2Тпл образуется тепловая зона - область с температурой Т2. Переднюю границу этой зоны назовем фронтом нагрева или тепловым фронтом. Скорость продвижения такого фронта можно определить аналогично фронту охлаждения с той только разницей, что в этом последнем случае из зоны 0 < 1 < 1тт - координата теплового фронта, см. рис. 127) будет дополнительно вытесняться нефть и впереди теплового фронта при 1т1 < 1н образуется зона повышенной неф-тенасыщенности (нефтяной вал).

В некоторый момент времени распределение насыщенности пласта водой и остаточной нефтью станет таким, как показано на рис. 128. Допустим, что к рассматриваемому моменту времени в пласт закачан объем воды, равный QB. Тогда согласно рис. 128

Q, = mbh(s2 - 5св)1т + mbh(s1 - 5св)(1н - 1т) + mbh(s - зсв) х х (iB - 1н).

Если разделить левую и правую части приведенного выражения на произведение bh, продиффенцировать его по t, раскрыть скобки и уничтожить соответствующие члены, получим

vв = m[(s2 - s 1 )vx - (s - s 1н + (s - s^wj;

W) =    ;    w    =    .    (VII.8)

1 dt ’ dt

зону


Рис. 128. Схема вытеснения нефти из прямолинейного пласта горячей водой


Рассматривая    баланс

нефти, вытесненной из зо


W т'т.


1т11 имеем


Wt =


-


Из приведенных выше выражений получим следующу ю формулу:

v,/wв = m(s - 5св).

Таким образом, и в случае вытеснения нефти из пласта водой с температурой Т 2 > Гпл, т.е. горячей водой, будет наблюдаться отставание теплового фронта от фронта вытеснения нефти. Нефть будет вытесняться сначала водой с пластовой температурой и только в зоне 0 < 1 < 1т - горячей водой. Дополнительную нефть можно добывать спустя некоторое время, когда “передняя координата” нефтяного вала 1н достигнет конца пласта (1 = l).

Приведенная идеализированная картина изменения температурной обстановки в пласте и характера вытеснения нефти при закачке воды с температурой, не равной пластовой, была сделана только для более наглядной демонстрации эффекта отставания теплового фронта от фронта вытеснения нефти водой. Для расчетов же изменения температурной обстановки в пласте п р и закачке в него воды в неизотермических условиях необходимо, конечно, учитывать, как это показано при выводе уравнения теплопереноса (VII. 1), отдачу тепла в кровлю и подошву. П р и расчетах неизотермических процессов разработки нефтяных месторождений в таких случаях обычно используют два следующих способа.

1. Способ Ньютона, согласно которому полагают, что qT = а - Гпл),    (VII.9)

где а - коэффициент теплопередачи пласта.

Однако этот способ более пригоден для расчета неизотермических процессов, осуществляющихся в исследовательских целях в лабораторных условиях, т.е. с помощью физических моделей пластов. Использовать его для реальных пластов можно только при приближенных, оценочных расчетах.

2. Способ Ловерье, заключающийся в том, что температура по толщине пласта в каждом вертикальном сечении или в каждом элементе пласта длиной Ai считается одинаковой, а перенос тепла в кровле и подошве за счет теплопроводности принимается происходящим только в вертикальном направлении. Так как отдача тепла за счет теплопроводности происходит медленно, условно считаем, что кровля и подошва пласта простираются соответственно вверх и вниз до бесконечности.

Чтобы получить уравнение теплопереноса при поршневом вытеснении нефти водой в прямолинейном пласте, уничтожим соответствующие члены в выражении (VII. 1) и пренебрежем теплопроводностью в горизонтальном направлении. Будем считать, что теплоемкости воды и горных пород в рассматриваемом диапазоне изменения температуры мало от нее зависят. Поэтому вынесем их из-под знаков дифференциалов в выражении (VII. 1). В результате получим уравнение теплопереноса в прямолинейном пласте при поршневом вытеснении из него нефти водой

с р v — + [сц)и(1 - m) + с р ms +

дх    ’

+сm(1 - s)] — -    _ 0.    (vii.10)

dt    h

Для расчета движения вала нефти и воды в пласте можно использовать схему распределения нефтеводонасыщенности (см. рис. 128).

При учете ухода тепла по Ньютону в уравнение (VII. 10) необходимо подставить выражение для дт, определяемое формулой (VII.9).

По способу Ловерье необходимо использовать решение задачи о распространении тепла в прямолинейном стержне, данное в гл. II. Если, например, кровлю пласта считать сечением, соответствующим 2 = 0 (см. рис. 126), то с элемента пласта длиной Ai и шириной b при постоянном перепаде температур AТ = Т - Тпл будет уходить в единицу времени количества тепла

qU3Ax _ ^OfATbAx .

VnK ut

Таким образом,

qu _ -^L,    (VII.11)

VnK ut

где Хтк - коэффициент теплопроводности горных пород кровли и подошвы пласта; ктк - коэффициент температуропроводности тех же пород.

Как видно из (VII. 11), скорость отдачи тепла в кровлю - подошву с течением времени t уменьшается, а при t = 0 она стремится к бесконечности.

Отметим еще раз, что формула (VII. 11) пригодна при А Т = = const. При переменном перепаде температур следует использовать интеграл Дюамеля.

Если учитывать непоршневой характер вытеснения нефти водой, то уравнение (VII. 10) несколько изменится - перед производной ВТ /д1 должно быть не свр^в, а член свр^в + снр^н. Гидродинамическая часть расчета в этом случае основывается, как и при изотермическом вытеснении нефти водой, на использовании относительных проницаемостей для нефти и воды и функции f(s, T), определяемой выражением

f (s, Т) = _^^ =--.    (VII.12)

v.+ v t k(s) + ^inkt(s)

•    И t(T) tW

Уравнение неразрйвности движущихся в пласте неоднородных жидкостей останется таким же, что и при изотермическом вытеснении нефти водой. Расчет непоршневого вытеснения нефти водой в неизотермических условиях производят обычно численными методами на компьютерах.

§ 33. ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТОВ ГОРЯЧЕЙ ВОДОЙ И ПАРОМ

C повышением температуры вязкости нефти и воды уменьшаются. При этом вязкость нефти, если она в обычных пластовых условиях значительно превышала вязкость воды, снижается более существенно. Соотношение подвижностей нефти и воды изменяется в лучшую сторону. Этот экспериментально установленный факт - главная причина использования закачки в пласт воды с повышенной температурой или водяного пара для увеличения нефтеотдачи пластов, содержащих нефть повышенной вязкости. Кроме того, при закачке в пласт горячей воды или водяного пара из нефти при соответствующих условиях испаряются легкие фракции углеводородов и переносятся потоками пара и воды по пласту к забоям добывающих скважин, дополнительно способствуя увеличению извлечения нефти из недр.

Горячую воду и пар получают в парогенераторах (котлах) высокого давления и закачивают в пласт через нагнетательные скважины специальной конструкции и со специальным оборудованием, предназначенным для работы в условиях высоких температур и давлений.

При проектировании и осуществлении закачки в пласт горячей воды и водяного пара важно знать термодинамическое состояние воды: жидкое, в виде пара, в виде смеси воды и пара или даже в закритическом состоянии.

Узнать это можно с помощью ^Г-диаграммы для воды (см. рис. 44), на которой линия насыщения (кривая 1) разделяет области существования воды в жидкой и паровой фазах. При этом критическая зона характеризуется точкой 2. Для воды !кр = 22,12 МПа, Ткр = 647,3 К. Если давление воды и ее температура таковы, что соответствующая этим значениям точка на этой диаграмме находится на линии насыщения, то вода пребывает одновременно и в парообразном и в жидком состояниях. Сколько в единице массы воды будет содержаться воды в жидком и парообразном состояниях, зависит от теплосодержания единицы массы воды. Если давление и температура пара соответствуют давлению и температуре на линии насыщения, то пар называется н а с ы1 щ е н н ы м . Над линией насыщения состояние воды будет только жидкое, а под нею - только в виде перегретого пара.

Пусть некоторый объем воды находится в состоянии, соответствующем линии насыщения. Масса пара в этом объеме равна Мп, а масса жидкой воды М, Имеем

МП/(МП + Мв) = х.

(VII.13)


Здесь х - сухость пара. Она изменяется от нуля, если термодинамическое состояние воды соответствует точкам, находящимся над линией насыщения (см. рис. 44), т.е. вода является жидкостью, до единицы или 100 %, когда вся вода представляет собой перегретый пар.

Линию насыщения на ^T-диаграмме для воды (см. рис. 44) принято аппроксимировать следующей простой зависимостью:

!,п = 0,0981-10-8(Г - 273,2)4,

(VII.14)


где !вп - давление на линии насыщения, МПа; Т - температура, К.

По формуле (VII. 14) получают давление на линии насыщения с некоторой погрешностью вблизи точки, характеризующей критическое состояние воды.

В дальнейшем горячую воду и пар будем называть т е п л о -н о с и т е л я м и , закачиваемыми в нефтяные пласты в промышленных масштабах.

Важная характеристика процесса вытеснения нефти теплоносителями - пластовая температура и ее распределение. Поле температуры в пласте при закачке в него теплоносителя рассчитывают на основе уравнения теплопереноса. Рассмотрим вначале температурное поле при закачке в пласт наиболее простого теплоносителя - горячей воды. При этом будем полагать, что горячая вода закачивается в нефтяной пласт с начальной температурой Тпл при постоянной остаточной нефтенасыщеннос-ти 5н ост = const.

Итак, в прямолинейный однородный пласт через галерею (см. рис. 128) закачивается горячая вода с температурой Т1 и расходом q. Следовательно, на входе в пласт постоянно поддерживается перепад температур AT = AT1 = Т1 - Тпл. Пренебрегаем теплопроводностью пласта в горизонтальном направлении, но в отличие от рассмотренного в предыдущем параграфе идеализированного теплоизолированного пласта будем учитывать уход тепла    по вертикали    в    его кровлю и    подошву. Схема    распределения    температуры    в    пласте    в этом    случае будет    сущест

венно отличаться от схемы, показанной в нижней части рис. 128. В этом случае процесс теплопереноса описывается уравнением (VII.10).

Запишем это уравнение в следующем виде:

а ^ + ь - -    _ 0;    (VII.15)

dx dt    h

a = CвPвVв; b    = стрт(1 - m)    +    Сврвт(1    - 5н 0CT)    + m^s ост.

Поскольку температура в каждом вертикальном сечении пласта у кровли и подошвы переменная, то формулу для скорости отдачи тепла в виде (VII.11) использовать нельзя, так как она справедлива при AT = const. В случае же пе ременной температуры используем интеграл Дюамеля. В результате получим

qu_ X ijT AT'(T)dT .    (VII.16)

0 VKun(t - t)

Эта задача расчета температурного поля в пласте известна как задача Ловерье. Ее решают с использованием преобразования Лапласа, согласно которому вводится функция Q(x, s) в виде

После подстановки (VII. 17) в (VII. 15) и (VII. 16) получим следующее дифференциальное уравнение:

2V


(VII.18)


; c0


a — + (bs - c0Vs)0 = 0;


dx


Решение уравнения (VII. 18) с учетом граничного и начального условий АТ = АТ1, если х = 0 и АТ = 0 при t = 0, имеет вид

e


(VII.19)


s


0 (х, s) = АТ1


Функции 0(x, s) - изображение по Лапласу функции-оригинала АТ(х, t).

При переходе от изображения Лапласа к оригиналу имеем

АТ =АГ1е^с(.г); z

(VII.20)


¦Их)

ah


i


z

erfc(z) = 1 —р' Гe z dz, tbx/a.

Vn 0

Из (VII.20) видно, что при x = 0 erfc(0) = 1 и А T = АГ1, а при X = 1ф = (at/b) erfc(») = 0 и АТ = 0.

На рис. 129 показано распределение температуры при закачке горячей воды в прямолинейный пласт для различных моментов времени. Характеристика пласта: толщина h = 15 м, ширина b = 100 м, длина I = 100 м, пористость m = 0,2, удельная теплоемкость горных пород ст = 1,3 кДж/ (кг-К), плотность пород рт = 2,5-103 кг/м3, удельная теплоемкость нефти сн = =К2,1 кДж/(кг-К), плотность нефти рн = 0,85-103 кг/м3, теплопроводность окружающих пласт пород Хтк = 2,6-102 кДж/ (м-сут-К), их температуропроводность ктк = 0,078 м2/сут. Поскольку теплоемкость пласта в целом сравнительно мало зависит от содержания в нем остаточной нефти, при расчете распределения температуры было принято, что средняя остаточная нефтенасыщенность пласта s„ ост = 0,3. В пласт закачивается горячая вода при А Т = Т1 - Тпл = 200 К. Расход закачиваемой

сут. Расчет показывает, что за t = 100 сут

150


м


АТ/AT, 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2

передняя граница теплового фронта 1т переместится в пласт на расстояние 31,17 м. Распределение температуры в этом случае характеризуется кривой 1 (см. рис. 129). Если t = 200 сут, 1т перемещается на расстояние 62,34 м при распределении температуры по кривой 2. За t = 300 сут iт переместится внутрь пласта на расстояние 93,51 м. Кривая 3 в этом случае характеризует распределение температуры в нем. До конца пласта передняя граница теплового фронта доходит за время t = =К320,8 сут. Распределение температуры в пласте в пр оцессе закачки в него горячей воды - важный технологический показатель процесса. Однако основным показателем является нефтеотдача и, следовательно, текущая и накопленная добыча нефти.

Рис. 129. Распределение температуры в прямолинейном пласте при вытесне-нии из него нефти горячей водой по Ловерье


В принципе при определении основных технологических показателей извлечения нефти из недр тепловыми методами, особенно во время закачки в пласт пара и в процессе внутриплас-тового горения, необходимо проводить сложные расчеты многофазной неизотермической фильтрации с помощью быстродействующих компьютеров.

В § 33 рассмотрим только приближенные схемы расчетов вытеснения нефти из пластов горячей водой и паром.

Упрощению задачи расчета процесса вытеснения нефти из пласта горячей водой способствует то обстоятельство, что тепловой фронт, как это было показано в предыдущем параграфе, сильно отстает от фронта вытеснения нефти водой. Поэтому можно считать, что нефть из нагретой области, занимающей часть пласта (0 < i < 1т), перемещается по ходу вытеснения быстрее, чем изменяется пластовая температура. С учетом этого можно предположить, что остаточная нефтенасыщенность в каждом сечении нагретой области равна предельной остаточной нефтенасыщенности 5н ост, соответствующей данной температур е или данному перепаду температур А Т. Это предположение равносильно утверждению о существовании зависимости

5н ост = ф(АГ).    (VII.21)

Такая зависимость, можно считать, существует, так как экспериментально доказано, что коэффициент конечной нефтеотдачи при многократной промывке горячей водой зависит от ее температуры. Увеличивая температуру вытесняющей нефть горячей воды, можно добиваться все большего извлечения нефти из пласта, как за счет дальнейшего уменьшения отношения вязкостей вытесняемого и вытесняющего агентов, так и из-за дистилляции из нефти ее легких фракций. Подставляя в (VII.21) величину А Т, определяемую формулой (VII.20), получим распределение остаточной нефтенасыщенности в нагретой области (0 < 11 т). Общее распределение водонасыщенности в пласте в некоторый момент времени при 1 тl имеет вид, показанный схематично на рис. 130. Видно, что в нагретой области 1 остаточная нефтенасыщенность возрастает, а водонасыщенность s уменьшается с увеличением 1, в области 2 образуется нефтяной вал, а в области 3 происходит изотермическое вытеснение нефти водой с постоянной остаточной нефтенасыщенностью.

Изложенная схема распределения насыщенностей в пласте сходна с соответствующей схемой, используемой в модели поршневого вытеснения нефти водой, вернее, является ее обобще-

Рис. 130. Схема распределения водонасыщенности в прямолинейном пласте при вытеснении из него нефти горячей водой:

1 - область 1, занятая водой; 2 - область 2, занятая нефтью; 3 - область 3 изотермического вытеснения нефти водой

нием на случай неизотермического вытеснения. Согласно рис. 130, для накопленного количества закачанной в пласт воды QBa имеем следующее выражение:

Q ,д =    m bh    f    s(x)d х    - § х и +    (s2    - s    0)(х2    - хои)    +

0

+ (1 SI QOU % ,)(х , X2)] .

(VII.22)


Так как площади областей 1 и 2 равны, поскольку нефть вытесни лась горйчей водой из области 1 в область 2, образовав нефтяной вал,

(VII.23)


f s^)d х    (1    sn qoU^u - (1 S I QQU S 2 ) (х 2

0

Из (VII.22) и (VII.23) получим

QB3 = mbh(1 - sH 0ст - sd

(VII.24)


По формуле (VII.24) находим iB. Определим i2 и s2. Значение s2 можно установить исходя из условия совместного движения нефти и воды в области 2 (см. рис. 130), т.е. из соотношения

v , = k (s2)^ I vI2 И k (s2)

(VII.25)


Однако в формуле (VII.25) неизвестна скорость фильтрации »н2 в области 2. Для приближенной оценки можно считать ее равной 1,5 mdxm/dt, поскольку скорость фильтрации нефти в области 2 должна быть больше, чем скорость движения границы при i = 1от, умноженная на m, вследствие перетока нефти из области 1 в 2, но меньше скорости фильтрации на границе i = =Ki2, примерно равной 2mdx/dt. Таким образом, приближенно определяют s2 и i2.

Рассмотрим процесс вытеснения нефти водяным паром. Очевидно, этот процесс можно реально осуществлять только вблизи паронагнетательных скважин. Если в пласт нагнетают насыщенный пар, то по мере удаления от нагнетательной скважины в результате потерь тепла в кровлю и подошву пласта и влияния теплопроводности в горизонтальном направлении сухость пара будет непрерывно уменьшаться, так что на определенном расстоянии от нагнетательной скважины пар полностью сконденсируется и превратится в горячую воду. Однако важно отметить, что температура в области насыщенного пара будет близ-

Рис. 131. Схема распределения температуры в пласте согласно модели Марк- са — Лангенгейма:

1 - нагретая область; 2 - область с пластовой температурой


ка к постоянной - она изменяется только вследствие    увеличения

или уменьшения давления п р и фильтрации пара.

Перемещение области насыщенного пара с постоянной температурой в глубь пласта можно рассчитать по формуле Маркса -Лангенгейма. Вывод этой формулы получают не путем решения дифференциального уравнения теплопереноса, а непосредственно на основе баланса тепла в пласте, согласно которому

Я = Япл + 2дтЬДхт.    (VII.26)

Здесь q - количество тепла, вводимого в пласт в единицу времени вместе с паром; япл - изменение за единицу времени тепла в нагретой области 1 (рис. 131); q т - изменение за единицу времени тепла, отдаваемого в кровлю - подошву. В р асчетной схеме Маркса - Лангенгейма использована схема теплопотер ь Ловерье. В области, содержащей насыщенный пар и остаточную нефть с насыщенностью 5н ост, температура равна температуре Т 0 нагнетаемого пара. В области 2, расположенной перед областью 1, температура равна пластовой Гпл.

Допустим, что тепловой фронт, продвинувшись в глубь пласта, занял положение i = i т (см. рис. 131) в некоторый момент времени т. Только с этого момента начнется уход тепла в кровлю и подошву по вновь образовавшейся площадке Дiт. Для отдачи тепла из пласта в кровлю и подошву в соответствии с формулой (VII. 11)

q, = g иД ¦ ДТ0 = То - гпл.    (VII.27)

О ^/пк v(t -т)

Для нагретой области 1

q0I = сЬИДТо    ;

Дt

с =    [стрт(1    -    m)    +    m(1    -    5Н ост)(сврв +    СпРп)    +

Подставляя (VII.27) и (VII.28) в уравнение баланса тепла (VII.26) и переходя к пределу At ^ 0, Ах ^ 0, получаем

t X oljATo -t dT

q = c bhAT0    + 2 f . dt .

(VII.29)


At o VяКu(t -t)

Так как здесь искомая величина dxт/dt находится под знаком интеграла, уравнение (VII.29) интегральное. Решение этого у равнения получаем с использованием преобразования Лапласа. Оно имеет следующий вид:

chK uq

ф(у);


к u =


2Xu bATo

ф(у) = eyerfc(y 1 /2) + 2(y/n) 1 /2 - 1;

2X2u t c2h 2ктт


1/2


(VII.30)


; erfc(y


У =


2 ^ 2 ) = 1 --^ f e-udu.

Л1П o


Подставляя время t в последнюю формулу, находим соответствующее ему значение у, по у определяем ф) и затем по первой формуле (VII.30) вычисляем 1т.

Скорость теплового фронта тт = dxт/dt получаем дифференцированием первого выражения (VII.30):

(VII.31)


wu = -


o


e y erfcy1/ 2).


cbhAT


Важным показателем процесса закачки в пласт теплоносителей является п т - к о э ф ф и ц и е н т т е п л о в о й э ф ф е к т и в -н о с т и процесса, определяемый следующим образом:

пu = q ф/ q = cbhATowu/ q = ey erfc(// ).

(VII.32)


На рис. 132 показана зависимость г|т = т|т(г/), из которой следует, что с ростом безразмерного времени у коэффициент тепловой эффективности процесса воздействия на пласт путем закачки в него пар а уменьшается, поскольку с тече-


Рис. 132. Зависимость пт от у нием времени все большее количество тепла будет уходить в кровлю и подошву пласта.

Рассмотренную схему теплопереноса в пласте при закачке в него пара можно также использовать и в случае радиальной фильтрации. Тогда вместо первого уравнения (VII.30) будем иметь

SU-    Ф(у); Su- nrU    (VII.33)

2X2u?T0

где гт - радиус наг ретой области. Функцию ф(у) и безразмерное время у определяют по формуле (VII.30), как и для прямолинейного пласта. Распределение насыщенностей пласта водой и нефтью в рассматриваемом случае можно установить по модели поршневого вытеснения нефти водой.

П р и м е р VII. 1. Характеристика прямолинейного пласта та же, что и в примере расчета распределения температуры (см. рис. 129) по формуле (VII.20). В этот пласт закачивается горячая вода с температурой Т1 = 503,2 К и расходом q = 150 м3/сут. Пластовая температура Тпл = 303,2 К; насыщенность пористой среды пласта связанной водой sf.B = 0,05. Полная толщина пласта h0 = 20 м; толщина, охваченная вытеснением, h = 15 м (коэффициент охвата пласта воздействием ц2 = 0,79). Вязкость нефти в пластовых условиях ин = =К 40* 10-3 Па-с, вязкость воды = 10-3 Па-с.

Экспериментально определено, что остаточная нефтенасыщенность sн ост при закачке в пласт горячей воды в каждой его точке зависит от перепада температур АТ = Т - Гпл в данной точке пласта следующим образом:

s„ ост = 0,75e-2554'10"3 АТ.    (VII.34)

Определим текущую нефтеотдачу при вытеснении нефти горячей водой в момент времени, когда ix = l = 100 м; текущую нефтеотдачу при вытеснении нефти водой с начальной пластовой температурой; затраты условного количества нефти на производство горячей воды, если общий к.п.д. системы водогрейная установка - водопровод - скважина составляет 60 %, теплотворная способность нефти составляет 38-106 кДж/м3.

Прежде всего построим зависимость sн ^(i) с помощью формул (VII. 20) и (VII.34). Эта зависимость показана на рис. 133.

Начальные запасы нефти в области, охваченной вытеснением горячей водой:

Сохв = mbhl(1 - sj = 0,2*100*15*100(1 - 0,05) = 28,5*103 м3.

Остаточные запасы нефти в области, охваченной вытеснением в момент

времени, когда ix = l, т.е. при t = 320,8 сут.


Рис. 133. Зависимость sH ост от I:

1    - при    непрерывной закачке

горячей воды, когда iOT = l; 2 - при использовании тепловой ото-рочки и длительности процесса    t =

500 сут; 3 - при непрерывной закачке горячей воды и t = 500 сут

Goolt rnt)h|'s1 ooVx)dx.

0

Значение Оост определяем по графику (см. рис. 133). Имеем Оос1 = 18,47х х103 м3.

Коэффициент вытеснения

ni _ G0 х.- G oou (28, 5 - 18, 47) • 103 _ 0 352.

1 G6x ,    28,    5    •    103    '    '

Коэффициент нефтеотдачи

П = П1П2 = 0,352-0,79 = 0,278.

Если нефть вытесняется водой при пластовой температуре, то коэффициент вытеснения по формуле (VII.34) при ДТ = 0

П01 = (Gm - Go 0ст)/О0ХВ = (0,95 - 0,79)/0,95 = 0,168.

Коэффициент нефтеотдачи

П0 = 0,168-0,79 = 0,13.

Количество накопленной дополнительно добытой нефти за счет горячего заводнения

ДОн = G0 ост - Gra = 22,5-103 - 18,47-103 - 4-103 м3.

За рассматриваемый период разработки в пласт будет закачан следующий объем горячей воды:

Q, = 150-320,8 = 48,12 103 м3.

При ДТ1 = 200 К на нагрев этого объема воды потребуется следующее количество тепла

Qт = 4,19-103-200-48,12-103 = 40,27-109 кДж.

Это тепло эквивалентно условному сжиганию Qm нефти:

О 40,27 • 109    1060    3    ф

й  -  10о0 м3 нефти.

38•106

Под условным сжиганием нефти понимают расходование эквивалентного количества энергии на нагрев воды. С учетом к.п.д., равного 0,6, нужно сжечь

Qly- = 1060 / 0,6 = 1770 м3 нефти.

Приведенный в этом примере расчет указывает на значительную энергоемкость процесса непрерывного вытеснения нефти горячей водой. Так, для дополнительного извлечения из пласта 4000 м3 нефти следует сжечь из этого количества 1770 м3 нефти. Если стремиться получить большую нефтеотдачу при непрерывной закачке в пласт горячей воды, для каждой дополнительно полученной тонны нефти потребуются еще большие расходы энергии на подогрев горячей воды.

Для того чтобы снизить энергоемкость вытеснения нефти из пластов теплоносителями, используют метод тепловых оторочек.

§ 34. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПУТЕМ ЗАКАЧКИ ТЕПЛОНОСИТЕЛЕЙ В ПЛАСТ МЕТОДОМ ТЕПЛОВЫХ ОТОРОЧЕК

По этому методу вместо непрерывной закачки теплоносителя после проникновения его в пласт через определенное время можно нагнетать воду при пластовой температуре. При этом в пласте создается перемещающаяся в направлении процесса вытеснения нефти нагретая область, получившая название т е п л о в о й о т о р о ч к и . Способ перемещения нагретой области в глубь пласта путем закачки в него холодной воды, т.е. воды с температурой, близкой к пластовой, был предложен в 50-х гг., но только в 60-х гг. по экспериментальным и теоретическим данным обосновали метод тепловых оторочек как способ разработки нефтяных месторождений. Были разработаны методики выбора оптимальных размеров тепловых оторочек при различных геолого-физических условиях пластов, темпах нагнетания в пласт теплоносителей, их параметрах и других технологических показателях разработки месторождений.

Использование тепловых оторочек позволяет получить несколько меньшую нефтеотдачу по сравнению с этим показателем при непрерывной закачке теплоносителей в пласт. Но в таком случае на подготовку горячей воды или пара значительно меньше тратится энергии.

Если рассматривать отношение дополнительно извлеченной нефти AQm получаемый при использовании метода тепловой оторочки, к затрате тепла Рт на нагрев теплоносителя, то оптимальные размеры оторочки и других показателей теплового воздействия достигаются при условии

Пто = AQH/Qт ^ max.    (VII.35)

Конечно, если учитывать другие критерии, в принципе можно выбирать иные показатели теплового воздействия, не обязательно в точности соответствующие условию (VII.35).

Рассмотрим распределение температуры в прямолинейном пласте при создании в нем тепловой оторочки за счет закачки горячей воды, основываясь на решении (VII. 20). Вначале закачивают в пласт горячую воду с начальной температурой Т = Т1 и AТ = AT1. В момент времени t = t, температура этой воды снижается скачком до Т = Тпл или становится AT = 0 при 1 = 0.

Так как исходное уравнение (VII. 15), описывающее распределение температуры при закачке в пласт горячей воды, линейное, то сумма двух его решений есть тоже решение. Поэтому, чтобы получить распределение температуры в прямолинейном пласте при создании в нем тепловой оторочки, нужно из решения (VII.20) вычесть такое же решение, но зависящее не от t, а от t—t, (t, - момент начала закачки в пласт воды с температурой, равной пластовой).

В результате для определения распределения перепада температуры ДТ(х, t) в пласте с тепловой оторочкой получим следующую формулу:

ДТ (x, t) = ДТ,.


erfc

X uf

+ b .

‘h

кuCt - -xl

, ‘

(VII.36)

X uf


erfc


к '- 7x)

Первый член в формуле (VII.36) справедлив при tbx/a, а второй - при t-t, > bx/a. Входящие в формулу (VII.36) обозначения те же, что и в предыдущих параграфах.

Как следует из (VII.36), максимальная температура в пласте достигается при х = imax, причем

xmax « a(t - t,)/b.    (VII.37)

Рассмотрим пример вытеснения нефти водой методом тепловой оторочки.

П р и м е р VII.2. Пусть имеем тот же прямолинейный пласт с теми же размерами и свойствами, что и в примере VII. 1. Закачка горячей воды в пласт п р и ДТ1 = 200 К ведется с тем же расходом q = 150 м3/сут. Однако через t, = 200 сут после начала процесса вытеснения нефти переходят на закачку холодной воды с ДТ = 0. Будем считать, что процесс разработки рассматриваемого пласта ведется в течение t = 500 сут. К.п.д. системы водогрейная установка - водопровод - скважина составляет 0,6. Теплота сгорания условно сжигаемой в котлах нефти для производства горячей воды составляет 3,8-107 кДж/т. Определим распределение температуры в пласте в различные моменты времени, а также остаточную нефть по сравнению с этими параметрами при вытеснении нефти из пласта холодной водой к концу разработки пласта, т.е. при t = 500 сут, как в случае использования тепловой оторочки, так и во время непрерывной закачки в пласт горячей воды.

Определим по формуле (VII.36) распределение температуры в пласте в различные моменты времени t. На рис. 134 показано распределение температуры при вытеснении нефти горячей водой методом тепловой оторочки при t = =К300, 400 и 500 сут с начала закачки воды. Видим, что температура в тепло-

Рис. 134. Распределение температуры в прямолинейном пласте при вытесне-нии из него нефти горячей водой методом тепловой оторочки:

1- через 300 сут после начала процесса; 2 - через 400 сут; 3 - через 500 сут; 4 - при непрерывной закачке горячей воды в пласт в течение 500 сут

вой оторочке существенно снижается с течением времени. Кривая 4 характеризует распределение температуры в пласте при непрерывной закачке в него горячей воды в течение 500 сут.

В соответствии с тем же предположением о поршневом характере вы тесне-ния нефти из пласта при закачке в него горячей воды, но с учетом зависимости остаточной нефтенасыщенности sн ост от температуры, определяемой по формуле (VII.34), будем считать, что из охлаждаемой области тепловой оторочки, т.е. из области i < imax (xmax приближенно вычисляют по формуле (VII.37)) нефть уже не вытесняется. Вычисленное по формуле (VII.34), с учетом указанного положения, распределение насыщенности в случае применения тепловой оторочки соответствует кривой 2 (см. рис. 133), а в случае непрерывной закачки горячей воды при t = 500 сут - кривой 3. При графическом вычислении остаточной нефтенасыщенности с помощью рис. 133 в случае тепловой оторочки получим

I

GooUf= mlDlijC Si ooWdx - 0,2 -100 -15 * 58,62 - 17,6 -103 I3.

0

Количество извлеченной из пласта нефти по методу тепловой оторочки

Он1 = 28,5* 103 - 17,6*103 = 10,9*103 м3.

Количество извлеченной из пласта нефти при заводнении холодной водой (АТ = 0) было бы

Оно = 28,5*103*0,21 * 6*103 м3.

Дополнительно извлеченная нефть при горячем заводнении с использованием тепловой оторочки

АОн1 = Он1 - Оно = 10,9* 103 - 6*103 = 4,9* 103 м3.

На подогрев горячей воды с учетом к. п. д., равного 0,6, и указанной выше теплоты сгорания нефти затрачено

Q

Количество “чистой”, дополнительно полученной нефти (за вычетом условно сожженной в котлах на подогрев горячей воды)

AQ tl= 4,9-103 - 1, 103 1 03 - 3,8-103 м3.

Это больше, чем при непрерИвном нагнетании горАкей воды в течение 320,8 сут, поскольку в данном случае нагнетание горячей воды велось 200 сут. Коэффициент вытеснения при использовании тепловой оторочки

10,9 • 103    0    382

П1 =-3 = о, 382.

28.5    • 103

Коэффициент нефтеотдачи при t = 500 сут

П = П1П2 = 0,382-0,79 = 0,3.

Определим показатели вытеснения нефти горячей водой при непрерывной ее закачке в пласт в течение t = 500 сут.

Распределение температуры в пласте в этом случае показано на рис. 134. Аналогично примеру VII. 1 определим остаточные запасы нефти. Имеем

GOT2 = 17,3• 103 м3.

Общее количество извлеченной нефти

Он2 = (28,5 - 17,3) 103 = 11,2 1 03 м3.

Количество дополнительно извлеченной нефти по сравнению с заводнением холодной водой

AQj,2 = (11,2 - 6,0)103 = 5,2 103 м3.

Количество условной нефти на подогрев воды

4,19 • 103 • 200 • 150 • 500    3

Q 1у2 =-;-= 2760 м3.

3,8• 107 • 0,6

Количество чистой дополнительно полученной нефти

AQ j = 5,2 103 - 2,764 03 = 2,44403 м3.

Таким образом, по методу тепловой оторочки вместо непре рНвной закачки в пласт горЕчей воды получают прирост чистой дополнительно извлеченной нефти 3,8408 - 2,44403 = 1,36 103 м3.

Коэффициент вытеснения нефти при непрерывной закачке в пласт горячей воды

11,2 • 103 0 393 П1  -  0, 393.

28.5    • 103

Коэффициент нефтеотдачи П = 0,393^0,79 = 0,3.

Как видно из примера VII.2, вытеснение нефти из пласта при непрерывной закачке в него горячей воды приводит к несколько большему коэффициенту нефтеотдачи, чем при использовании метода тепловой оторочки, но зато количество получаемой чистой дополнительной нефти, за вычетом условно сожженной в водогрейных установках для производства горячей воды, больше в случае тепловой оторочки.

Данные в рассмотренном примере абсолютные цифры извлечения нефти и нефтеотдачи - условные. В других пластах с лучшими исходными параметрами могут быть получены большие абсолютные данные по извлечению нефти.

§ 35. ТЕХНОЛОГИЯ И МЕХАНИЗМ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ИЗ НЕДР С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ

Методы извлечения нефти из недр при использовании внутрипластовых окислительных процессов основаны на идее подземной газификации угля, выдвинутой в 1888 г. Д.И. Менделеевым. В 30-х гг. текущего века советские ученые А.Б. Шейнман и К. К. Дубровай предложили извлекать нефть методом ее подземной газификации с созданием в пласте экзотермической окислительной реакции, переходящей в горение. Ими были сделаны первые попытки инициирования внутрипла-стового окисления нефти на одном из месторождений Краснодарского края.

Однако в 30-х-50-х гг. внутрипластовое горение на практике не применяли вследствие его недостаточной изученности. В конце 50-х и в начале 60-х гг. возрос интерес к методу извлечения нефти из недр с использованием внутрипластового горения. В б. СССР, США, ВНР, СРР, Франции, Нидерландах и в ряде других стран были осуществлены опытно-промышленные работы, показавшие возможность промышленного извлечения нефти из недр путем осуществления внутрипластового горения. Были проведены многочисленные исследования, способствовавшие современному пониманию механизма внутрипластового горения и совершенствованию его технологии. Теоретически было доказано, что скорость тепловой конвекции меньше скорости движения фронта горения при закачке в пласт в качестве окислителя воздуха, и затем экспериментально и теоретически установлено, что ускорить перенос тепла в пласте можно путем осуществления влажного внутрипластового горения.

Устойчивый процесс внутрипластового горения был осуществлен в России в 1967 г. на месторождении Павлова Гора в Краснодарском крае и на месторождении Сходница на Украине. В опытах, проведенных на этих месторождениях, были получены доказательства длительного существования и перемещения в пласте области, где происходит интенсивная окислительная реакция, “очага горения”, а также возможности существенного дополнительного извлечения нефти при внутрипластовом горении. В настоящее время метод внутрипластового горения на месторождениях мира распространен незначительно. Однако этот метод является перспективным и важным, так как его использование позволяет полностью добывать нефть из охваченных методом зон пласта, получая потенциально возможное нефтеизв-лечение, особенно при так называемом “влажном горении”.

Исследования показали, что при развитии процесса внутрипластового горения в пористой среде пласта сгорает в основном тяжелый остаток нефти, получивший название кокса, так как более легкие фракции нефти испаряются перед областью горения в результате повышенной температуры и переносятся потоком газов вперед по пласту по направлению к добывающим скважинам.

В процессе разработки нефтяного месторождения методом внутрипластового горения в качестве окислителя применяют главным образом воздух, закачиваемый в пласт через специальные воздухонагнетательные скважины. Нефть отбирается из добывающих скважин вместе с продуктами горения и водой, которую также можно закачивать в пласт в те же воздухонагнетательные или в специальные водонагнетательные скважины.

Операцию создания в пласте внутрипластового горения начинают с его возбуждения, инициирования. Для этого в нагнетательную скважину, в которой предполагают начать процесс горения, опускают нагревательное устройство (глубинную горелку или электронагреватель) и нагнетают воздух. Воздух, обладая существенно меньшей вязкостью, чем насыщающие пласт нефть и вода, проскальзывает сквозь нефть и воду, частично вытесняя их из пласта, к забоям добывающих скважин. Так осуществляется сообщаемость (сбойка) воздухонагнетательных и добывающих скважин. Затем включают глубинное нагревательное устройство и вводят тепло в пласт. В результате в нем повышается температура, скорость окисления нефти возрастает и окисление переходит в горение.

На рис. 135 схематично показан график изменения температуры вблизи скважины в процессе инициирования внутрипластового горения. Здесь кривые 1 и 2, которым соответствует время t1 и t2, пока не отражают появление в пласте источника интенсивного выделения тепла; кривая 3 (время t3 > t2 > > t1) характеризует резкое изменение температуры; кривая 4 соответствует началу перехода медленной окислительной реакции в горение, а кривая 5 (время t5 > t3) - сформировавшемуся фронту

Рис. 135. Изменение температурных профилей вблизи воздухонагнетатель-ной скважины    при    инициировании

внутрипластового горения


горения с температурой Т = Т*. Внутрипластовое горение может быть инициировано в определенных условиях без дополнительного подогрева пласта путем его самовозгорания.

При реакции окисления нефти углерод и водород, входящие в ее состав, соединяются с кислородом, образуя при интенсивном горении окись и двуокись углерода, а также воду, а при низкотемпературном окислении - окислы углеводородов и органические кислоты.

Если пластовое давление сравнительно невелико (до 5 МПа), а температура 420-450 К, при содержании в нефти легких углеводородов в пласте в результате реакции окисления образуются в значительном количестве окислы органических соединений и кислоты, а при температурах, больших 470520 К, - только двуокись углерода и в небольшом количестве окись углерода. В этом случае окислительная реакция превращается в реакцию горения.

Химическую формулу горения остатка нефти - кокса запишем следующим образом:

АСНп = аО2 = ХЬСО2 + ЬСО + Ж2О,    (VII.38)

где A, а, Ь, d - численные коэффициенты химических реакций; п - отношение числа атомов водорода Н к числу атомов углерода С в коксе; X - отношение числа молей СО2 к числу молей СО в продуктах горения.

Если, например, кокс представлен твердым парафином, химическая формула которого С20Н42, то А = 20, п = 2,1. Однако при написании формулы реакции будем рассматривать только одну группу СНп, поскольку для дальнейшего изложения потребуются относительные данные участствующих в реакции веществ (например, сколько приходится кислорода на единицу массы кокса и др.).

В реакции, протекающей по формуле (VII.38), все атомы водорода переходят в воду. Поэтому должно быть d = п/2. Далее, приравнивая число атомов углерода в левой и правой частях (ViI.38), имеем (X + 1)b = 1; b - ^—.

X +1

По кислороду получим

Важный параметр пласта, подвергаемого воздействию горением, - содержание в единице его объема кокса. Это содержание обозначим    гт. Таким    образом,    объем    воздуха,    необходимого

для выжигания    кокса в    1    м3    пласта    и    приведенного    к    стандарт

ным условиям,

+ 2X +1 n|

22,41-+ - I z0

I 2X + 2    4    /    „

R.o<-    v)    ¦    (VIi-40)

a1a2 (12 + n)

где ах - содержание кислорода в воздухе; «2 - степень использования кислорода.

Необходимо заметить, что согласно (VII.39) из 1 кг-моль кокса при развитом процессе горения в пласте получается X/(X + + 1) кг-молей С02 и п/2 кг-молей воды.

Сделаем количественную оценку образования различных веществ в пласте при интенсивном горении. Пусть п = 2 и в соответствии с экспериментальными данными в результате горения образуется незначительное количество СО. При этом X = 10. Содержание кокса в породе гт = 25 кг/м3, а1 = 0,21, а2 = 0,9.

+ 2 -10 + 1    |

22, 4|-+ 0, 5 I 25

R „л--^2 -10 + 2-— - 308 м33.    (VII.41)

0,21 - 0,9(12 + 2)

Таким образом, для выжигания кокса из 1 м3 пласта потребуется 308 м3 воздуха при стандартных условиях. Для выжигания же 1 кг кокса требуется 12,31 м3 воздуха при стандартных условиях. Как следует из (VII.39), на 1 кг сгорающего кокса в пласте образуется СО2 в количестве

(X + 1) (12 + n) а также воды 9n

-- 1,286 кг.

1 2 + n

Важная характеристика процесса внутрипластового горения - с к о р о с т ь w о к и с л и т е л ь н о й р е а к ц и и , например, скорость вступления в реакцию кислорода с коксом в единице объема пласта. Умножив эту скорость на определенные коэффициенты, можно получить скорость выделения тепла в 1 м3 пласта.

Исследования окисления нефти в пористой среде показывают, что скорость внутрипластовой окислительной реакции описывается законом Аррениуса. Так, в соответствии с этим законом для скорости вступления в реакцию кислорода w0x имеем следующую формулу:

_ _Е_

W0 - a0Pt)e RT -

Здесь а0, n - коэффициенты, определяемые экспериментальным путем для различных нефтей и пород-коллекторов нефти; р0 -парциальное давление кислорода в окислителе; Е - энергия активации; R - газовая постоянная; Т - температура, К.

Для установления констант а0, n и В = E/R проводят лабораторные исследования кинетики окисления конкретных нефтей на естественных и искусственных образцах горных пород.

Экспериментально найдено, что входящие в (VII.41) константы кинетики окисления нефтей имеют следующий порядок: E/R = (8+9)*103 К; n = 0,5 + 1,0; а0 = (1+5)*104 (кг*О2)/(кг кок-са*МПа*с). Размерность [w0i] = кг О2 (кг кокса*с). Оценим значение w0i по формуле (VII.41). Пусть A/R = 8,5*103 К; n = = 1,0; а0 = 3*104 кг О2/(кг нефти*с*МПа); р = 10 МПа; р0 = = 0,21*10 = 2,1 МПа; Т = 313,15 К (40 °С).

_ 8,5*103

w0x = 3* 104*0,21 *10* e 313,15 = 10,27*10-8 кг О2/(кг кокса*с) =

Таким образом, при указанных условиях за сутки 1 кг кокса будет поглощать за счет окислительной реакции около 9 г кислорода. Такая скорость его поглощения незначительная.

Рассчитаем скорость окислительной реакции при температуре Т = 473,15 К (200 °С).

Получим

_ 8,5-103

w0 = 3-104-0,21-10- e 473,15 = 9,954-10-4 кг О2/кг кокса-с =

= 86 кг О2/кг кокса-сут.

При Т = 473,15 К окислительная реакция протекает уже быстрее: 1 кг кокса сгорает за 16 мин.

Чтобы получить формулу для скорости выделения тепла п ри окислительной реакции, необходимо скорость вступления в реакцию кислорода w0l умножить на параметр Нт, характеризующий количество тепла, выделяемого при вступлении 1 кг кислорода в реакцию с коксом, и содержание кокса в 1    м3    пласта.

Тогда скорость выделения тепла w,r будет относиться    к    1    м3    пла

ста. Размерность [wj = кДж/(м3-с). В соответствии со сказанным имеем

Wu = аоРоП H i?ce_В/Т¦    (VII.42)

Оценим wт при тех же параметрах окислительного процесса, приведенных выше, положим Нт =    10-5-103 кДж/кг О2,

гт = 25 кг кокса/м3. Тогда при Т = 313,15 К

3    3    I nE

wu = w0xH lzu = 8,87 -10_3 -10,5 -103 - 25 = 2328 ;    ¦

I - OUU

Если считать, что осредненная теплоемкость пласта спл = = 2,5-103 кДж/(м3 -К), то за сутки при определенной выше скорости тепловыделения и отсутствии потерь тепла в кровлю и подошву температура в нем повысится на (2,328-103)/(2,5х х103) « 1 К. Примем температуру Т равной 473,15 К при тех же параметрах окислительного процесса. В этом случае

wu = 9,954 -10_4 -10,5 -103 - 25 = 261,3^^ = 225 - 8 -105 ШЕ ¦

U    '    '    '    . .3    . .3    v — -

I3 - O    I3 - OUU

Температура пласта будет повышаться на 0,65 К в секунду. Это означает, что при Т = 473,15 К окислительный процесс быстро перейдет в горение. Скорость горения будет определяться уже только скоростью подачи кислорода в зону реакции.

При незначительной скорости окислительной реакции (Т = = Tj) нагнетаемый в пласт кислород, проскальзывая сквозь нефть и постепенно реагируя с ней, займет некоторую зону длиной А/0.

При высокой скорости реакции окисления = Т2 а Т1) длина зоны А10 будет небольшой. Окислительная реакция протекает в узкой зоне пласта длиной в несколько сантиметров. Эту узкую зону считают “ф р о н то м г о р е н и я ”.

Скорость продвижения сформировавшегося фронта горения определяется расходом окислителя и Лвоз. Если в прямолинейный пласт для продвижения фронта горения нагнетают воздух, то скорость фронта горения

wu =    ,    (VII.43)

R,<#

где двоз - расход воздуха в пр&олинейный элемент пласта шириной b и толщиной, охваченной процессом горения, h.

Положение фронта горения 1ф в любой момент времени t t

/ q ,okt) dt

x0 = -.    (VII.44)

R Mi

В радиальном случае

q ,6A

2пrфdrфhRB03 = qB03dt; vD--¦

2nrdlR ,oA

Отсюда

t

nhR,dA2= / q ,oAt)dt.

0

или

.,1/2

t

/ q ,оА1) dt 0

(VII.45)


Приведенные формулы позволяют определить положение фронта горения в любой момент времени в случаях прямолинейного и радиального движения.

Пусть, например, в радиальном случае при стандартных условиях двоз = 30-103 м3/сут, гт = 25 кг/м3, h = 10 м, R,^ =

= 308 м33. Тогда через 1 год = 365 сут фронт горения продвинется от скважины на расстояние ,1/2

- 33,65 м.

30 -103 - 365


3,14 -10 - 308

Из формул (VII.43) и (VII.45) видно, что, чем больше содержится кокса в 1 м3 пласта, тем меньше скорость движения фронта горения при постоянном расходе закачиваемого в пласт воздуха. Поскольку, чем больше скорость движения фронта горения, тем больше количество дополнительно извлекаемой нефти в единицу времени, т.е. при высоком содержании кокса в пласте будет дополнительно извлечено в единицу времени меньшее количество нефти по сравнению с объемом нефти при меньшей концентрации кокса, но при одной и той же начальной нефтенасыщенности.

§ 36. СУХОЕ И ВЛАЖНОЕ ВНУТРИПЛАСТОВОЕ ГОРЕНИЕ

Внутрипластовое горение, осуществляемое путем нагнетания в пласт только воздуха, получило в теории и практике разработки нефтяных месторождений название с у х о -г о в н у т р и п л а с т о в о г о г о р е н и я . Опыты, проведенные в лабораторных условиях, теоретические исследования, а также измерения температуры в реальных пластах, из которых нефть извлекается с использованием внутрипластового горения, показали, что для сухого внутрипластового горения характерна кривая изменения температуры для прямолинейного пласта, показанная на рис. 136. Температура Т, соответствует положению фронта горения с координатой Хф. На этой кривой виден излом на расстоянии хт от начала координат. Это связано с конвективным переносом тепла. Сечение пласта с приближенной координатой х = хт называется ф р о н то м к о н в е к ц и и . В процессе внутрипластового горения фронты горения и конвекции с координатами Хф и хт перемещаются по ходу движения закачиваемых в пласт веществ.

Скорости перемещения этих фронтов с координатами Хф и хт зависят от различных факторов, и поэтому они по существу не одинаковы. В прямолинейном случае скорость перемещения Хф можно определить по формуле (VII.43). По аналогии с тепловой конвекцией, возникающей в пласте при закачке в него горячей воды, рассмотренной в § 32, для скорости фронта конвек-

Рис. 136. Кривая изменения температура при сухом внутрипласто-вом горении

ции при сухом внутрипласто-вом горении можно написать формулу, считая (см. рис.


136), что при 1 = 1т в пласте движется только воздух:

с ,6Ap j

(VII.46)


wй = dx й/ dt =


,0А* ,6m + й й(1 - mp

где своз - массовая теплоемкость воздуха. Из формулы (VII.43)

(VII.47)


= д,оз/Ьк,


w,


v


ф


0 воз


= dx^/dt = Vo Воз/^В1


где v0 воз - скорость фильтрации воздуха.

Для дальнейшего анализа характера движения фронтов горения и конвекции примем, что воздух - идеальный газ. Условно будем также считать, что температура позади фронта конвекции, т.е. при 1 < 1т, равна пластовой. С учетом этих допущений имеем

V0 возр0 воз V0 возр0 воз.    (VII.48)

Здесь р0 воз и рвоз - плотность воздуха соответственно при стандартных и пластовых условиях.

Рассмотрим отношение скорости фронта горения w ф к скорости фронта конвекции wx. Имеем

wu = vo ,бАйр й1 - m) + mc,6А ,(6А= [ctf^(1 - m) + mc,р ,(6А wй    R    ,6А ,6А ,6 ,6А    R    ,6А    ,(6Ао ,6А

Формулу (VII.49) можно упростить, учитывая незначительность второго члена в числителе по сравнению с первым. Так, используя наиболее характерные значения входящих в (VII. 49) величин, получаем

стрт(1 - m) = 1,0475-2,5Т03-0,8 - 2,1103 кДж/(м3-К),

С„озР0 воз - 1 кДж/(м3-К).

Тогда

(VII.49)

wu сйэ й - m)

ч^й    R ,6А ,6Ао ,6А

Оценим Жф/дат по формуле (VII. 50), принимая Лвоз = = 308 м33. Имеем

Жф/тт = 2,1 -103/308-1,0 = 6,8.

Таким образом, скорость движения в пласте фронта сухого горения почти в 7 раз превышает скорость фронта конвекции. Это означает, что тепло, генерируемое в зоне горения, остается позади фронта горения, бесполезно уходя в породы кровли и подошвы пласта. Совершенно ясно, что тепло будет эффективно использоваться только в том случае, если оно переносится в область, расположенную перед фронтом горения, и опережает его. Тогда обеспечивается извлечение легких фракций нефти из пласта до подхода фронта горения, где остаток нефти сгорает.

Каким же образом ускорить конвективный перенос тепла при внутрипластовом горении? Оказалось, что это возможно за счет увеличения теплоемкости движущихся в пласте веществ при добавлении сравнительно небольшого количества воды к нагнетаемому в пласт воздуху. Внутрипластовое горение, осуществляемое путем закачки в пласт окислителя вместе с водой, получило название в л а ж н о е г о р е н и е .

Проведем в случае совместной закачки в пласт воздуха и воды при влажном внутрипластовм горении такой же анализ движения фронтов горения и конвекции, что и в процессе сухого горения. Будем считать, что в некоторой области пласта, где совместно фильтруются воздух и вода, водонасыщенность равна s.

Тогда для скорости фронта конвекции по аналогии с формулой (VII.46) получим

wu --c,eft,°ft,o+.c.py ,    .    (VII.51)

сСРй(1 - m) + с ,0Р блп(1 - s)

Для скорости фронта горения имеем то же выражение (VII.347). Принимая те же допущения, что и при выводе формулы (VII.49), и пренебрегая конвективным теплопереносом за счет воздуха, в случае влажного горения окончательно получаем

Wu = си U1 - m) + с Рm .    (VII 52)

wu R ,бЛс,бЛЬ ,6А+ с,Р bX,,)

Здесь XBB - водовоздушное отношение (отношение объема воды, движущейся в пласте, к объему движущегося воздуха, замеренного при стандартных условиях). Если, например, на 1000 стандратных м3 воздуха приходится 1 м3 воды, то X вв = 10-3. По формуле (VII.52) оценим Wф/wT для влажного горения.

Примем сврв = 4,19-103 кДж/(м3-К); свозр0 воз = 1,0 кДж/ (м3-К); 5 * 1; m = 0,2.

В первом случае XBB = 10-3 м33.

По формуле (VII.52)

wu =    2,1 • 103 + 4,19 • 103 • 0,2    = 215

wu 308(0,24 + 4,19 • 103 • 10-3)    '    '

При таком водовоздушном отношении фронт горения будет двигаться быстрее фронта конвекции только в 2,15 раз.

Во втором случае XBB = 3-10-3. При тех же условиях, как и в первом,

wu =    2,1 • 103 + 4,19 • 103 • 0,2    = 0 745

wu 308(0,24 + 4,19• 103 • 3 • 10-3)    '    '

Следовательно, если Хвв = 3^10-3, то при влажном горении фронт конвекции уже опережает фронт горения.

В третьем случае XBB = 540-3, в тех же условиях

wu =    2,1 • 103 + 4,19 • 103 • 0,2    = 0 45

wu 308(0,24 + 4,19• 103 • 5 • 10-3)    '


Рис. 137. Схема распределения температуры и насыщенности Sj пористой среды веществом при влажном горении:

1-4 - характерные зоны пласта при влажном горении

Таким образом, в третьем случае фронт конвекции уже более чем в 2 раза движется быстрее, чем фронт горения. Установленное экспериментальным путем и расчетными методами распределение температуры в прямолинейном пласте имеет вид, показанный на рис. 137. Если процесс горения интенсивный, т.е. зона окислительной реакции имеет небольшой размер, то при влажном горении, как и при сухом, продолжает существовать “пиковая” температура Т,. До этой температуры по ходу движения фронта горения расположена зона 3 со сравнительно мало меняющейся по координате х температурой. Эта область получила название п а р о в о г о п л а т о , так как она в значительной степени насыщена, помимо продуктов горения, водяным паром.

Вытеснение нефти из пласта происходит в зоне, прилегающей спереди к фронту конвекции (см. рис. 137) с координатой 1т. Опыты показывают, что в области пласта, по которой проходит фронт горения, практически не остается нефти: легкие ее фракции путем гидромеханического вытеснения или дистилляции переносятся вперед по ходу процесса, а кокс сгорает.

Поэтому впереди фронта конвекции > 1т) образуется нефтяной вал. Когда этот вал подойдет к выходу из пласта, накопленную добычу нефти при влажном горении определить очень просто - она равна разности между первоначальным содержанием нефти в охваченной процессом области за вычетом количества сгоревшей нефти в виде кокса и нефти, накапливающейся в нефтяном вале.

С увеличением водовоздушного отношения Хвв область, где происходит окислительная реакция, расширяется. При этом влажное горение переходит в так называемое с в е р х в л а ж н о е г о р е н и е . Если водовоздушное отношение Хвв увеличивается в большей степени, кокс может не полностью выгореть, температура в зоне окислительной реакции снизится и горение перейдет сначала в окислительную реакцию с образованием вместо двуокиси и окиси углерода и воды окислов углеводородов и органических кислот, а затем с дальнейшим увеличением Хвв может совсем прекратиться. Расчет процесса извлечения нефти из недр с применением влажного внутрипластового горения проводят с помощью сложных уравнений неизотермической многофазной многокомпонентной фильтрации с учетом химических реакций в пористой среде. Решение указанных уравнений реализуется на современных компьютерах.

Однако достаточно просто оценочный расчет процесса извлечения нефти из прямолинейного и радиального пластов можно провести по приближенной методике.

§ 37. МЕТОДИКА ПРИБЛИЖЕННОГО РАСЧЕТА ПРОЦЕССА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ВЛАЖНОГО ГОРЕНИЯ

Рассмотрим процесс влажного горения, схема распределения температуры которого показана на рис. 137. При приближенном расчете процесса извлечения нефти из пласта с использованием влажного горения применим одну из разновидностей так называемых зонных моделей. Изложим рассматриваемую методику только для прямолинейного пласта. Для этого разобьем весь прямолинейный пласт длиной l на четыре зоны. В зоне 1 (см. рис. 137), близлежащей к воздуховодонагнетательной галерее при 0 < х < Хф, движутся воздух и вода. Фактически температура в этой зоне растет постепенно - от температуры на входе в пласт до ее значения на фронте горения. Однако приближенно будем считать, что температура в зоне 1 постоянна и равна пластовой Тпл. Сплошная линия характеризует фактический температурный профиль при влажном горении, а пунктирная - его аппроксимацию. В нижней части рис. 137 схематично показано распределение насыщенностей пористой среды различными веществами.

Через зону 2, в которой протекает реакция горения кокса, фильтруются воздух в смеси с газами горения и пары воды при постоянной температуре Г,. Длина этой зоны также постоянна во времени и равна Al,. Фронт горения с координатой Хф движется со скоростью Шф. В зоне 3, насыщенной газами горения и водяным паром, может присутствовать также жидкая вода. Температура в этой зоне равна Тз. Граница зон 3 и 4, имеющая координату хт (фронт конвекции), перемещается со скоростью Шт. В зоне 4, простирающейся от х = хт до х = l, при температуре, равной пластовой Тпл, происходит совместная фильтрация газов горения, нефти и воды.

В качестве исходных данных при расчете процесса влажного внутрипластового горения задают расход воздуха двоз, нагнетаемого в пласт, а также параметры пласта: начальную нефтенасы-щенность sED, насыщенность связанной водой sGB; толщину h части пласта, охваченного процессом влажного горения; содержание кокса гт, его плотность рк и теплоту сгорания А; начальные пластовую температуру Тпл и давление рпл, теплофизические свойства пород пласта и окружающих пласт пород, а также другие необходимые параметры.

Для расчета удобно задаваться не расходом закачиваемой в пласт одновременно с воздухом воды, а отношением скорости фронта конвекции wx к скорости фронта горения w,^, которое определяют исходя из расхода воздуха двоз, параметра Лвоз и содержания кокса в породе гт.

Водовоздушное отношение Хвв будет неодинаковым в различных сечениях пласта вследствие накопления воды в зоне 1 (см. рис. 137) и образования воды в результате реакции горения.

Приступая к определению параметров процесса извлечения нефти из прямолинейного пласта по излагаемой методике, необходимо прежде всего установить скорость фронта горения по формуле (VII.43). При этом параметр Лвоз либо находят непосредственно экспериментальным путем, либо по формуле (VII.40), зная величину гт на основе лабораторных экспериментов.

В соответствии с приближенной методикой зададимся отношением скорости конвективного переноса теплоты wT (скорости движения границы зон 3 и 4) к скорости фронта горения w,^, а затем определим потребное водовоздушное отношение на входе в пласт и, следовательно, необходимый расход воды. Обозначим w.I/w,^ = ф и вычислим температуру Т3 в зоне 3, поскольку, согласно схематизации, температуру в зонах 1 и 4 принимаем равной пластовой Тпл. При этом Т, задана (устанавливаем на основе лабораторных экспериментов по влажному внутриплас-товому горению). Для нахождения температуры Тз, которую приближенно будем считать неизменной как по длине пласта, так и во времени, используем соотношение баланса количества теплоты q,, генерированной в единицу времени, ее накопленное количество в пласте qM и отдачу в кровлю - подошву q^ Имеем

q, = q™ + q^    (vii.53)

Расход генерированного тепла в пласте пропорционален расходу воздуха q^, содержанию в пласте кокса гт, его теплоты сгорания А и обратно пропорционален параметру Лвоз, т.е.

q, = АадВо3Во3.    (VII.54)

Расход накапливаемого тепла в зоне 3 (см. рис. 137) qra3 = [стрт(1 - m) + mcBpBs3 + т(спрп + сгрг)(1 - s,)] х

х ДТ^Ьк(тт - w,p.    (VII.55)

Здесь ст, сг, св, сп - удельная теплоемкость соответственно кокса, газов горения, воды и водяного пара; рт, рв, рп, рг - плотность соответственно кокса, воды, пара и газов горения; s3 - насыщенность пористой среды жидкой водой; ДТз = Тз - Тпл.

Определим q^. по схеме Ловерье. При этом считаем, что поток тепла в кровлю - подошву происходит по всей длине 0 <

< х < Хт. Затем из этого количества тепла вычтем тепло по длине 0 < хХф. В соответствии с формулой (VII. 11) имеем


о (t-т)1

Чтобы использовать соотношение (VII. 53), необходимо оп ре-делить скорость ухода тепла в кровлю - подошву из зоны 2. Поскольку было принято, что длина этой зоны постоянна в течение всего процесса влажного горения, для установления количества теплоты дт2, поглощаемой кровлей и подошвой пласта из этой зоны, будем считать, что на длине пласта 0 < х < Хф существует прямой поток тепла в кровлю - подошву, а обратный поток тепла начинается не с момента времени t = 0, а с момента времени t = t,, причем t, = А/,/Wф. С учетом изложенного имеем


q _ V 2^u WlHt г 2^u AT wU>dx q“ _ -0[пк „о - ,)Г/2 ->

1 (wu - w Ubdx


2^ u bAT3wu(ff -1)


N1/2


2Х u А Т з


>1/2


(ПК u 1/2


(VII.56)


Xf


-ПК u i)


t-t,

' f (t -x)1/2


t


2хu bw uT,


dx


dx


f

о (t - x)'


qu2 =


_ 2Xu bwpAT,

(2Vt+2^~- 2);


_    (пк u )1/2

AT, = T, - Тпл.    (VII.57)

При t >> t,, что фактически и реализуется в действительности, так как размер зоны А/, мал, из (VII.57) имеем

qu2 _ ikwuAT,

-

IПК uJ


(VII.58)


Количество теплоты, поглощаемой кровлей - подошвой:

q = дт2 + цт3.    (VII.59)

Подставляя (VII.54), (VII.56) и (VII.59) в (VII.53), получаем соотношение, с помощью которого можно определить АТз:

Azifl ,oA_ cAT3bhwU<P - 1) + 2X ubhwu x

OA

i—j + 2AT,i-^j

X


,ПКuv    ,ПК uA

с = [стрт(1 - m) + mcBpBs3 + т(спрп + сгрг)(1 - s3)].

Из (VII.60) видно, что АТз зависит от времени t, хотя в исходном предположении было принято АТз постоянным по длине пласта и во времени. Поэтому необходимо установить некоторую среднюю величину АТз за расчетный период времени 0 < < t < tK (tK - время конца процесса влажного горения):

Аг3 = [(АГз)0 + (АГ3)к]/2.    (VII.61)

Однако, чтобы определить АТз, необходимо знать входящую в выражение для с величину s^

Перейдем к расчету водовоздушных отношений, скоростей, фильтрации и насыщенностей в отдельных зонах. При этом насыщенности пористой среды газами и паром, водой и нефтью будем считать постоянными в каждой зоне.

Расчет указанных показателей начнем с зоны 4 (см. рис. 137). Скорость фильтрации нефти в ней »н4 находим, исходя из того, что из зоны 3 в зону 4 перемещается путем гидродинамического вытеснения и дистилляции-конденсации вся нефть (за вычетом сгоревшего кокса) со скоростью, пропорциональной скорости фронта конвекции дат. Имеем

vl4 = + ms l0- —jw^    (VII.62)

Обозначим насыщенность зоны 4 газами горения sl4, водой s4 и нефтью sn4. Отсюда

sl4 + sn4 + s4 = 1.    (VII.63)

Эти насыщенности - неизвестные величины. Кроме того, неизвестна также скорость фильтрации воды v,4 в зоне 4. Для определения насыщенностей и скорости фильтрации воды в этой зоне используем соотношения теории установившейся трехфазной фильтрации. Имеем

kk (s ) Эр    kki(s ) Эр

у ---—„ —; vj --1,

И Эх    и j Эх

у— - kkjs) Эр ,    (VII.64)

И    Эх

откуда

у4k (s ^1.    (VII.65)

у 14 И k (s I4

k (s 4V i

k (s 14)

'14


Таким образом, для определения четы рЪх неизвестных sl4, sn4, s4 и v,4 имеем только три уравнения - (VII.63), (VII.65) и (VII.66). Недостающим уравнением будет служить соотношение

для скорости конвективного переноса тепла wx, т.е.

wtj = -cp,v„4 + С lpIVI4 + C,pV ,4-.    (VII.67)

c^ ((1 - m) + m[c jpi (1 - s4 - s 04+ с p s 4 + с p s, „4

Здесь wт - заданная величина; значение vl4 находим по известному расходу газов горения, которйй можно п риближенно п ри-нять равным расходу воздуха.

Указанные четыре неизвестные величины определим с помощью систем уравнений (VII.63), (VII.65), (VlI.66) и (VII.67) методом последовательных приближений. При отыскании первого приближения можно, например, принять s4 = 0. Можно также пренебречь членом c^s^ в выражении (VII. 67) вследствие его малости.

Установив v,4, можно вычислить водовоздушное отношение в зоне 4 Хвв4 и, следовательно, расход воды, поступающей из зоны

3 в зону 4 (см. рис. 137).

Прежде чем определять насыщенности в зоне 3, необходимо оценить, может ли при заданных параметрах процесса влажного горения присутствовать жидкая вода в этой зоне - паровом плато. Если она имеется, то пар насыщенный. Парциальное давление водяного пара определим по формуле (VII. 14).

Если выражать парциальное давление не в МПа, а в Па, то формулу (VII. 14) можно приближенно записать в следующем виде:

рвп - 10-3(Г - 273,2)4.

Для нахождения содержания дп водяного пара в единице порового объема можно использовать закон идеальных газов, согласно которому

= 10-3(Т - 273,2)4M, .    (    )

аи    RT

Соответственно для весового содержания газов горения в единице порового объема имеем выражение

g = о - 10-3Т - 273,2)4    (VII69)

У„    RT    '    '

Здесь М, и Мг - масса 1 моля соответственно воды и газа; R -универсальная газовая постоянная (R = 8,31-103 Дж/(кмоль-К).

При оценке возможности существования в зоне 3 (см. рис.

137) жидкой воды необходимо вначале положить s3 = 0 и определить по формулам (VII.68) и (VII.69) содержание пара и газов в единице порового объема. Если количество газов принять приближенно равным количеству воздуха двоз, то можно оценить объем воды, переносимой через зону 3 в виде пара. Если этот объем воды будет меньше количества воды, поступающей в зону

4 из зоны 3, то, значит, остальная часть воды переносится через зону 3 в виде жидкости. При этом s3 * 0.

В качестве второго приближения можно принять, что sa « 1, и вычислить снова температуру в зоне 3, а затем определить среднее значение температуры Тз между указанными выше значениями и это среднее значение принять за действительное. При наличии в зоне 3 воды в жидкой фазе водонасыщенность и скорость фильтрации воды в ней определяют по той же методике, что и при установлении насыщенности в зоне 4 с учетом переноса воды в паровой фазе и расширения зоны 3.

Так как зона 2 незначительна по размерам, насыщенность в ней не находим, считая, что воздух и вода как бы попадают из зоны 1 сразу в зону 3.

В зоне 1 движутся вода, ее пар и воздух. Зная расход воды, поступающей в зону 3, можно по формулам установившегося многофазного течения вычислить водонасыщенность в зоне 1 с учетом ее заполнения водой и, наконец, расход воды на входе в пласт и водовоздушное отношение Хвв, существующее на входе в пласт.

Таким образом, вычисляют все искомые показатели процесса влажного горения.

Зная расход воды в зоне 4, можно рассчитать длительность периода безводной разработки пласта, дебиты нефти, газовые факторы и обводненность продукции. То же самое можно сделать в водный период разработки пласта с использованием влажного горения.

Как уже указывалось, описанная выше приближенная методика расчета показателей процесса влажного горения рассмотрена применительно к прямолинейному пласту. С определенным допущением ее можно использовать и для расчета извлечения нефти методом влажного горения и из радиального пласта.

Однако при расчете неустановившихся процессов влажного горения данная методика имеет тот недостаток, что исходное предположение о постоянстве температуры в зоне 3, т.е. в зоне парового плато, в точности не удовлетворяется.

Если же рассматривать установившийся процесс влажного или сверхвлажного горения, когда скорость ухода тепла в кровлю - подошву становится равной скорости генерирования тепла за счет горения, то температура в зоне парового плато будет неизменной, что полностью соответствует исходному положению методики.

Температура в зоне парового плато при установившемся процессе влажного или сверхвлажного горения определяется по формуле, вполне аналогичной формуле (VII.57). При установившемся сверхвлажном горении можно считать, что в пласте существует только одна зона с повышенной постоянной температурой - зона парового плато, т.е. зона 3, показанная на рис. 137.

Расчет насыщенностей в пласте при установившемся влажном или сверхвлажном горении производится по методике, аналогичной изложенной выше.

Для лучшего усвоения изложенной приближенной методики расчета влажного и сверхвлажного горения рассмотрим установившийся процесс сверхвлажного горения.

П р и м е р VII.3. В процессе разработки нефтяного месторождения, вновь вводимого в эксплуатацию после разведки, было решено применить технологию влажного горения при однорядной схеме расположения скважин. Элемент схемы можно представить как прямолинейный пласт длиной / = 500 м и шириной b = 200 м. В каждом из таких элементов предполагается создавать установившийся процесс влажного горения с постоянной во времени длиной высокотемпературной зоны 2-3 (зоны парового плато) (см. рис. 137).

Фактическое распределение температуры в этой зоне показано сплошной линией в верхней части рисунка. По приближенной методике расчета установившегося влажного горения распределение температуры представляется в виде прямоугольника (см. рис. 137, пунктирная линия). В нижней части рисунка дана схема распределения насыщенностей пористой среды воздухом, газами горения, нефтью и водой в различных зонах.

Пласт имеет следующие свойства: вязкость нефти |1н = 30-10-3 Па-с; толщина пласта, охваченная процессом горения, h = 15 м; пористость m = 0,24; плотность нефти рн = 0,85-103 кг/м3; теплоемкость горных пород ст = 1,3 кДж/ (кг-К); плотность горных пород рт = 2,5-103 кг/м3; коэффициент теплопроводности пород кровли - подошвы пласта = 2,6-102 кДж/(м-сут-К), их температуропроводность кт1 = 0,08 м2/сут; среднее пластовое давление р = 107 Па; пластовая температура Т = 303,2 К; содержание кокса гт = 25 кг/м3, его плотность рк = 0,95-103 кг/м3; Я,оз = 308 м33; теплота сгорания кокса А = 25,14x x103 кДж/кг. В одну воздуховодонагнетательную скважину нагнетают двоз с = =К80-103 м3/сут воздуха. Следовательно, в элементе пласта слева направо движется двоз = 40-103 м3/сут.

Начальная нефтенасыщенность sK0 = 0,95, насыщенность связанной водой So = 0,05.

В процессе установившегося влажного горения решено создать зону парового плато, которую будем называть зоной 2-3, так как приближенно считаем, что пик температуры отсутствует:    при высоких водовоздушных

отношениях пик “размазывается” по зоне 2-3.

Рассчитаем, пользуясь основными положениями приведенной методики, температуру в зоне 2-3, а также газонефтенасыщенность и водонасыщенность в зонах 1, 2 - 3, 4, а также нефтенасыщенность в зоне 4, водовоздушные отношения в зонах, входное водовоздушное отношение X,,, дебит нефти и воды и другие показатели процесса влажного горения.

Определим прежде всего условную скорость фронта горения Жф, = dx^,/dt. Условную - по той причине, что априори трудно установить, существует ли в данном конкретном случае узкая зона окислительной реакции (фронт горения), или эта зона занимает довольно большую длину, сравнимую с длиной зоны 3. Имеем в соответствии с формулой (VII.43)

40-103

wT> =- = 0,0433 м/сут.

и 200 -15 - 308

Определим время создания парового плато t,,, принимая, что длина зоны парового плато А/,, = 25 м. Имеем

t,, = А/„/Жф. = 25/0,0433 = 577,4 сут.

Приращение температуры в зоне 2-3 Т2-3 вычислим по формуле, вытекающей из (VII.57) при t >> t,,. Получим

/ . 1/2    3 .1/2

vI4 = I 0,24    -0,95 --25-10,0433    = 8,733-10-3    м/сут.

,    0,95 -103 /

Отсюда дебит нефти дн, притекающей к добывающей скважине с двух сторон,

q = 2vxibh = 2-8,733-10-3-200-15 = 52,4 м3/сут.

При расчете насыщенностей в зоне 4 считаем, что относительные проницаемости для газов горения, нефти и воды при их совместной фильтрации в этой зоне линейно зависят от соответствующих насыщенностей, а именно:

k _    ; kI _ s- s - s; k _ s - so

1- s0 ,    1- s0,    , 1- s0,

где зг0 - насыщенность пористой среды газом, при которой проницаемость для газа равна нулю; s, - водогазонасыщенность, при которой п роницаемость для нефти равна нулю.

Из приведенных формул получим следующее выражение для отношения скоростей фильтрации газа и нефти в зоне 4:

v 4 _    (s „4- s „о)и i

vI4 И ( s, - s 4 - 04)

Примем, что 5г0 = 0,05; s„ = 0,95; иг = 0,02-10-3 Па-с. Скорость фильт рации газа в зоне 4 можно оценить по закону идеальных газов, т.е.

Р0    40 -10 3 -105    П1„, I

v 4_ v    _-_ 0, 1333^^.

„    „ Р    200 -15 -107    0ий

у 14    8,733 -10-3    0,02 -10-3(0, 95 - s4 - s J

или

1, 0176 - 10-2 - s4- 0'05    .    (VII.70)

0, 95 - s4 - s „4

Это - первое соотношение для определения    насыщенностей    в    зоне 4.

Второе соотношение получим из отношения    скорости    фильтрации    воды к

скорости фильтрации нефти в зоне 4. Имеем

у 4- 8,733-10-3 - 30-4-,-.    (VII.71)

0, 95 - s4 - s „4

Третьим соотношением для определения насыщенностей в зоне 4 является выражение для скорости фронта конвекции

се у 4+ ссР у I4 + с ру 4    /WTT -лч

WQ - w g,  -0 ” ”4——--?-,-а-.    (VII.72)

с1р (1 - m) + т[с!р j(1 - s4 - s 4) + с р s4 + с р s 4]    j

Соотношения (VII.70), (VII.71) и (VII.72) служат уравнениями для определения неизвестных srf, s4 и v,4. Решать эту систему уравнений будем методом последовательных приближений.

В качестве первого приближения положим в уравнении (VII.70) s4 = 0, тогда srf = 0,059. Подставим это значение srf в (VII.71), а (VII.71) в (VII.72), в котором пренебрегаем членом сгрг5г4 вследствие его малости. Также учтем, что

„    ,,    40    -10 3    Ш    „    INE

СгРА4 =    СгРг0^0    = 1 - 1-3 --- ,2-—    CkPkVk4    =    15,55    "72-—. После под-

200-15 I 2 a -0UU    I2a -0UU

становки в (VII.72) цифровых значений входящи х в него величин и выражения для v,4 из (VII.71) получим квадратное уравнение

s 42 + 46, 58s4 - 5,44 - 0.

Решая это уравнение, имеем s4 = 0,116.

Второе приближение для srf найдем с учетом того, что s4 =    0,116.

Подставляя это значение в (VII.70), находим, что srf = 0,0596. Таким образом, значения srf различаются четвертым знаком дроби.

Итак, для зоны 4 srf ^ 0,06; s4 = 0,116, sK4 = 0,824, т.е. эта зона в основном насыщена нефтью, и тонкими струями через нее фильтруются газ и вода. Скорость фильтрации воды в зоне 4

v,4 = 0,0223 м/сут.

Дебит воды

q, = 2vBibh = 2-0,0223-200-15 = 133,8 м3/сут.

Обводненность продукции

q,    133,8

При расчете насыщенностей в зоне 2-3 заранее не известно, содержится ли вода в жидкой фазе или она отсутствует. Будем решать задачу определения насыщенностей в зоне 2-3 также путем последовательных приближений.

Положим в качестве первого приближения s3 = 0 и вычислим содержание паров воды в 1 м58 газовой фазы зоны 2-3. Имеем

10-3(Т - 273,2)59 M 10-3 (492,3 - 273,2)4 -18

90 _--"  - -3- - 60кг;

RT    8,31 -103 - 492,3

[р - 10-3(Т - 273,2)4]M (1061 - 10-3 -189,1)62 - 30 г„ „    3

9 _ —------ _----_ 56,4кг - 43,4 м3.

RT    8,31 -103 - 492,30

Если на 43,4 м3 газов приходится 10 кг водяного пара, то в 40-1063 м3 газов будет находиться 9,2 м3 воды. Отсюда заключаем, считая суточный расход газов примерно равным суточному расходу воздуха, что за сутки в виде пара через зону 2-3 будет переноситься 9,2 м3 воды. Однако в зону 4 должно поступать, согласно расчету, 66,9 м3/сут. Следовательно, остальная и главная часть воды должна переноситься через зону 2-3 в виде жидкой фазы, и предположение о равенстве нулю водонасыщенности s2-3 оказывается неверным.

Определим водонасыщенность s2-3, зная, что она существует. Имеем

v„ _ kj^_,_—(s, - S3)H ,—,    (VII.73)

v ,3 i k ,    (s* - SO, - s lOi „

где sK - насыщенность пористой среды коксом (sK = 0,11); v    v„0p 0T3

v 3_ —-.

„    pT0l

С учетом паров воды расход газов в зоне 2-3 q 0 _40 103 56, 4 +10 _47, 1 -103 м3/сут;

„0 56, 4

47,1 -103 -1064 - 492,3

среднее парциальное


492, 3


А!ох


1 ,77 мм.


200 -15 - 25 - 3 -104 -1 - 0,864 -105


Рассчитаем количество воды Aqв1, идущей на заполнение зоны 1 по мере продвижения парового плато 2-3:

Aqв1 = bhs1w^, = 200-15-0,854-0,0433-0,24 = 26,62 м3/сут.

Полный объем воды, фильтрующейся в рассматриваемом элементе слева направо:

q^ = qlll + Aqв1 = 66,9 + 26,62 = 93,5 м3/сут.

Расход воды, закачиваемой в нагнетательную скважину: qj, = 93,5-2 - 187 м3/сут.

Водовоздушное отношение на входе в пласт (в нагнетательной скважине)

X - 187    -    2,34    -10-3 м=Ум3.

' ' 80 -103

Наконец, определим, действительно ли существует фронт горения, т.е. идет ли обычный процесс влажного горения или зона окислительной реакции распространяется на всю область парового плато 2-3 (см. рис. 137).

Будем считать, что длина зоны окислительной реакции равна А1. Тогда с учетом количества поглощаемого кислорода получаем

woxZU^oxbh - (Ulpoxq ,OA

Здесь pox - плотность кислорода (р = 1,3 кг/м3).

Из приведенного соотношения с учетом формулы (VII.4) получим

А1 - ft21P°xq.oAeB/T .    (VII.74)

bhzua0pnox

Полагая для оценочного расчета в формуле (VII.74) n = 1,

B = 8,5-103 K, a 0 = 3-104    —-„ ,103°- , .

0    I,, IOIOt    а - et0

давле-ние кислорода

Р - Р010 /2 - 0, 21 -10/2 - 1 МПа, из (VII.74) получаем

0,21 -1,3 - 40 -103e 8,5 -103


1.77 -10-3 м


Следовательно, в рассматриваемом случае влажного горения действительно существует фронт горения и, возможно, пиковая температура. Однако при приближенном расчете это обстоятельство не учитывалось. Важно то, что весь кислород поглощается в пределах зоны парового плато 2-3 и А1 << А/,,.

Таким образом, определены все показатели процесса установившегося влажного горения.

Необходимо отметить, что вследствие сложности механизма извлечения нефти из недр методом влажного горения расчеты разработки пластов с применением этого метода следует осуществлять с помощью мощных компьютеров на основе теории неизотермической многофазной многокомпонентной фильтрации с учетом кинетики внутрипластовой окислительной реакции.

Однако расчет по приведенной приближенной методике обладает тем достоинством, что он нагляден и основан на использовании не дифференциальных уравнений, а просто формул.


§ 38. РЕЗУЛЬТАТЫ И ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТЕПЛОВЫМИ МЕТОДАМИ

Доля разведенных запасов нефти повышенной и высокой вязкости, а также битумов в общем балансе запасов углеводородов во всем мире непрерывно растет в связи с интенсивной разработкой месторождений сравнительно легко извлекаемых маловязких нефтей и медленной разработкой месторождений высоковязких нефтей.

Растущая потребность в углеводородном сырье приводит к необходимости более широкого использования тепловых методов, позволяющих эффективно извлекать из недр нефть высокой вязкости.

Долгое время тепловые методы считались малоперспективными вследствие их высокой энергоемкости. Однако уже с конца 50-х и начала 60-х гг. отношение нефтяников к тепловым методам воздействия на нефтяные пласты стало изменяться в лучшую сторону. Этому способствовало проведение исследований, выявивших возможности существенного повышения эффективности тепловых методов. Кроме того, опыт применения циклических паротепловых обработок скважин показал, что из каждых 2-3 т водяного пара, закачанного в призабойную зону нефтяной скважины с целью ее глубокой тепловой обработки, можно получить дополнительно 1 т нефти. Далее возникла идея снижения энергоемкости тепловых методов воздействия на пласты за счет перемещения нагретой зоны путем закачки в пласт холодной воды. Затем в результате исследований оказалось, что можно перемещать в пласте нагретые зоны (тепловые оторочки) на значительное расстояние, сравнимое с расстояниями между скважинами на реальных месторождениях, т.е. сделать метод тепловых оторочек методом разработки нефтяных месторождений в целом.

Расчет показал, что при непрерывном нагнетании пара или горячей воды в пласт отношение количества закачанного в пласт пара к количеству дополнительно добытой за счет паротеплового воздействия нефти, т.е. так называемый паронефтяной фактор, составил бы 5-7 т на 1 т нефти и более. При использовании метода тепловых оторочек он равен 2-3 т на 1 т дополнительно добытой нефти.

И, наконец, повышению перспективности тепловых методов разработки нефтяных месторождений способствовали познание механизма внутрипластового горения, изучение сухого и создание влажного внутрипластового горения, открывающие новые возможности повышения нефтеотдачи пластов.

Метод вытеснения нефти из пластов горячей водой и паром успешно применяют на ряде нефтяных месторождений России. Известен успешный опыт использования пароциклических обработок скважин в США, вытеснения нефти из пластов паром и горячей водой в Венесуэле, Нидерландах, США, по внутриплас-товому горению в Румынии, Венгрии, США и других странах.

В Российской Федерации, Казахстане и на Украине внутри-пластовое горение применяется на нефтяных месторождениях с весьма разнообразными свойствами нефтей - от нефти вязкостью в несколько паскалей в секунду до единиц миллипаскалей в секунду.

Прежде всего следует указать на то, что опыт разработки нефтяных месторождений в странах СНГ путем закачки в пласт теплоносителей показал реальную возможность существенного повышения нефтеотдачи пластов при тепловом воздействии на них. Убедительное доказательство возможности повышения нефтеотдачи при закачке в пласт горячей воды и пара получено при шахтной разработке Ярегского месторождения. Пласты этого месторождения представлены высокопроницаемыми песчаниками, насыщенными нефтью сверхвысокой вязкости (более 10 Па - с). При разработке этих пластов обычными скважинами, пробуренными с дневной поверхности, нефтеотдача не превысила бы 2 %. Месторождение разрабатывалось бы сначала при режиме растворенного газа, а потом - при гравитационном. Поэтому решено было разрабатывать Ярегское месторождение шахтным способом. Были применены две различные системы разработки: первая, ухтинская, путем сооружения горных выработок над продуктивным пластом и проводки из них кустов скважин, каждая из которых имеет длину в несколько десятков метров, и вторая, уклонно-скважинная, предусматривающая проведение горной выработки в самом продуктивном пласте с бурением из нее “веера” более длинных (до нескольких сот метров) наклонных скважин. Однако опыт разработки Ярегского месторождения шахтным способом показал, что конечная нефтеотдача и при этом способе не превысит 7 %. Поэтому в 1968 г. было решено применить на Ярегском месторождении вытеснение нефти из пластов паром и горячей водой в условиях его шахтной разработки. Опыт термошахтной разработки Ярегского месторождения показал возможность существенного дополнительного извлечения нефти из пластов. Ценным является высокая достоверность и убедительность этого опыта, поскольку количество остаточной нефти в пласте на отдельных участках разработки можно было точно определить путем непосредственных измерений в шахтных выработках, отбора и исследования пород пласта, точного замера количества закачанного на данном участке пласта теплоносителя и количества извлеченной нефти. Оказалось, что за более чем десятилетний период разработки пласта с применением теплового воздействия нефтеотдача на некоторых участках месторождения превысила 50 %.

Паронефтяной фактор на Ярегском месторождении, как и на всех других месторождениях России, разрабатывавшихся с применением закачки в пласт теплоносителей, вначале был высок, составляя 6-7 т на 1 т дополнительно добываемой нефти, но через 2-3 года после начала термического воздействия снизился до 2-3 т на 1 т дополнительно добытой нефти.

При пароциклических обработках скважин паронефтяной фактор составил, например на месторождении Зыбза, 2 т на 1 т нефти.

Если из 1 т нефти, условно сжигаемой в котлах, получают 15-18 т насыщенного пара, то при паронефтяном факторе, равном 3 т на 1 т нефти, на производство пара будет затрачиваться около 20 % дополнительно добываемой нефти.

На ряде месторождений России и стран СНГ закачка в пласт теплоносителей осуществляется методом тепловых оторочек. На некоторых применены рядные схемы расположения скважин. Размер тепловых оторочек на этих месторождениях составляет от 0,3 до 0,5 порового объема пластов, подвергаемых тепловому воздействию.

Разработка месторождений с применением закачки в пласты теплоносителей ведется при параметре плотности сетки скважин, изменяющемся от sG = 0,5— 1,0 - 104 м2/скв. до sc = 4 x x 104 м2/скв.

Накоплен также значительный отечественный и зарубежный опыт извлечения нефти из недр с использованием внутрипластового горения, в том числе влажного.

Инициирование внутрипластового горения осуществлялось с применением забойных электронагревателей, но во многих слу-учаях оно происходило за счет самовозгорания, т.е. без дополнительного прогрева пласта в воздухонагнетательных скважинах.

Согласно фактическим данным, при разработке месторождений методами внутрипластового горения удельный расход воздуха на 1 т дополнительно добытой нефти составляет от 1000 м3 на 1 т до 2500-3000 м3 на тонну.

Развитие тепловых методов разработки нефтяных месторождений в России и других странах, с одной стороны, подтвердило целый ряд теоретических и лабораторных результатов, касающихся механизма и эффективности этих методов, а с другой -выявило ряд нерешенных технологических вопросов.

Как следовало из теории и лабораторных экспериментов, практика применения всех тепловых методов подтвердила принципиальную возможность получения высокой конечной нефтеотдачи. Никакая иная, известная в настоящее время технология разработки нефтяных месторождений, продуктивные пласты которых залегают на глубинах свыше 100-150 м, кроме, может быть, экономически неприемлемой открытой разработки глубоко-залегающих месторождений с отмывом нефти от породы, не может обеспечить указанный выше уровень извлечения высоковязкой нефти из недр.

Опыт показал, что разработка месторождений высоковязкой нефти путем вытеснения нефти из пластов теплоносителями экономически приемлема. При этом экономические показатели получают более высокие, чем в процессе разработки на естественных режимах. Вместе с тем использование теплоносителей возможно только во время разработки месторождений, залегающих на глубине не более 1000 м, вследствие значительных потерь тепла в стволе, а также при плотных сетках скважин (5с не менее (4-5)10 м2/скв), что с увеличением глубины и стоимости скважин ведет к большим капитальным затратам.

Методы внутрипластового горения, особенно влажное горение, имеют весьма существенное преимущество перед способом воздействия на нефтяные пласты путем закачки в них теплоносителей, заключающееся, во-первых, в том, что, по сути дела, ликвидируются тепловые потери во время движения нагнетаемого в пласт вещества на поверхности и в скважинах и, во-вторых, высокотемпературная зона при внутрипластовом горении может быть продвинута на значительно большие расстояния в пласте, чем при закачке в пласт теплоносителей. Это последнее преимущество методов внутрипластового горения связано с непрерывной компенсацией тепла, уходящего в кровлю - подошву, теплом, выделяющимся в результате внутрипластовой реакции горения. Следовательно, при внутрипластовом горении расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами, а также между добывающими скважинами может быть существенно увеличено по сравнению с этими расстояниями во время разработки месторождений при закачке в пласт теплоносителей, т.е. может быть использована более разреженная сетка скважин, что дает огромную экономическую выгоду.

Однако опыт разработки нефтяных месторождений с применением внутрипластового горения выявил ряд еще не решенных задач, к числу которых относятся: создание методов быстрого инициирования горения, обеспечение его технологически безопасного осуществления, повышение охвата пласта процессов, совершенствование способов эксплуатации скважин, разделение газов горения и углеводородов, разделение эмульсий, охрана окружающей среды.

Несмотря на нерешенные технологические вопросы, методы внутрипластового горения имеют большие перспективы при разработке месторождений не только высоковязких, но и маловязких нефтей

Контрольные вопросы

1.    Выведите формулу, определяющую соотношение скоростей фронта вытеснения и теплового фронта при закачке в пласт веществ с температурой, не одинаковой с пластовой.

2. Расскажите о способах учета ухода теплоты из пласта в его кровлю и подошву.

3. Назовите основные допущения, принимаемые в задаче Ловерье при расчете температурного поля в прямолинейном пласте. Напишите формулу, определяющую распределение температуры в пласте, и назовите входящие в нее величины.

4.    Изложите методику определения текущей нефтеотдачи при вытеснении нефти водой из пласта теплоносителем, пользуясь решением Ловерье.

5. Назовите основные допущения, принимаемые при расчете движения теплового фронта по схеме Маркса - Лангенгейма. Напишите формулу, определяющую координату теплового фронта, и назовите входящие в нее величины.

6. Объясните суть метода тепловых оторочек. Из каких соображений выбирают размер оторочки? Напишите формулу для распределения температуры в прямолинейном пласте по схеме Ловерье и назовите входящие в нее величины.

7.    Напишите формулу закона Аррениуса. Объясните суть входящих в нее величин и для какой цели используется эта формула.

8. Напишите и объясните формулы для скорости движения фронта горения в прямолинейном и радиальном случаях.

9.    Выведите формулу для соотношения скоростей фронта горения и конвекции при влажном горении. Объясните, как влияет на это соотношение водовоздушное отношение.

10.    Какие характерные зоны образуются в пласте при влажном внутрипластовом горении? Покажите, как изменяются температура и насыщенность нефтью, водой и газами в этих зонах.

ВНУТРИСКВАЖИННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

В целях повышения надежности эксплуатация скважин, особенно на месторождениях с осложненными условиями, применяют комплекс подземного эксплуатационного оборудования. Составление компоновки скважинного оборудования должно производиться для каждой конкретной скважины с учетом ее конструкции, фактического распределения температур по стволу скважины, действующих перепадов давления, характеристик применяемого оборудования, нагрузок, планируемого дебита и других геолого-технологических параметров.

На рис. 7.1 приводится примерная схема компоновки подземного оборудования, спускаемого на НКТ снизу вверх: срезной клапан; фрезерный удлинитель; пакер; анкерное соединение; циркуляционный клапан; клапан-отсекатель.

Срезной клапан ЛРОС 9554-000 (рис. 7.2) разработан в научно-техническом центре предприятия Кубаньгазпром и изготовлен на заводе газовой аппаратуры в пос. Северский Краснодарского края. Срезной клапан предназначен для создания давления внутри компоновки при распакеровке пакера путем перекрытия проходного сечения шаром. Особенностью срезного клапана является то, что в одном корпусе размещены на срезных штифтах два посадочных гнезда под шары диаметром 35 и 44,5 мм.

Вначале давление внутри спущенной компоновки осуществляется сбросом шара диаметром 35 мм, который садится на седло срезного клапана с перекрытием отверстия. При достижении предельного установленного давления внутри компоновки происходит срез штифтов, после чего шар и седло выпадают на забой скважины. При неудовлетворительном срабатывании пакера сбрасывается второй шар диаметром

44,5 мм.

Технические параметры: наружный диаметр 104 мм; длина 195 мм; рабочая температура до 125 °С; давление среза штиф-

Рис. 7.1. Схема компоновки подземного оборудования, спускаемого на НКТ:

1 — с резной клапан; 2 — фрезерный удлинитель; 3 — стационарный пакер "Камко", "Бейкер” или другой фирмы; 4 — анкерное соединение; 5 — ци реляционный клапан; 6 — НКТ; 7 — клапан-отсекатель; 8 — гидравлическая трубка управления клапаном-отсекателем


Рис. 7.2. Срезной клапан:

1, 4 — корпус; 2, 6 — срезные втулки; 7, 10 — срезные штифты; 5, 9 — шары; 3, 8 — уплотнительные кольца

тов определяется диаметром штифтов, которые изготавливаются под необходимые давления срезки.

Так, давление р, необходимое для среза штифтов срезного клапана, определяется

p _ ^срез

_ т срп(п /4)d

ШТ

p z    2    '

сум    (п / 4^порш

где тср — предел прочности на срез штифта, тср = Ков; К = = 0,7; d^ — диаметр штифтов; п — число штифтов; dno^ — диаметр поршня; ов — временное сопротивление разрыву,


Рис. 7.3. Стационарный пакер фир-    Рис. 7.4. Гидравлически управ-

мы Камко    ляемый подвесной эксплуата

ционный пакер фирмы Бейкер с обратным клапаном

выбирают в зависимости от материала штифтов и термообработки.

После упрощений получают р = 0,532ов. Таким образом, изменяя диаметр штифта, можно подобрать заданное давление среза.

Фрезерный удлинитель предназначен для центрирования инструмента для фрезерования пакера при его извлечении из скважины. Фрезерный удлинитель может быть исключен из компоновки, если пакер планируется фрезеровать кольцевой фрезой и извлекать обычной труболовкой.

Пакер предназначен для герметичного разобщения затрубного пространства скважины от пласта и создания надежного сообщения внутренней полости спущенной компоновки с пластом. Посадка и фиксирование пакера в эксплуатационной колонне происходят при создании давления внутри спущенной компоновки при перекрытии внутритрубного пространства шаром срезного клапана. При этом происходит деформация резинового уплотнения и фиксация пакера в эксплуатационной колонне при помощи кольцевых клиновых якорей.

Возможно использование пакеров фирмы Камко (рис. 7.3) (табл. 7.1) или Бейкер (рис. 7.4), а также отечественного производства.

При этом давление на устье ру для создания давления рас-пакеровки пакера и давления на устье срезки руср штифтов срезного клапана составляют

ру    рпл    рж + рр; руср    рпл + рср,

Т а б л и ц а 7.1

Технические данные по стандартным пакерам фирмы Камко

Параметры

Пакер типа HSP-1 572"

Пакер типа HSP-1 65/8"

Габаритная длина, мм

1495

1495

Максимальный наруж

113

113,18

ный диаметр, мм

Минимальный внут

76

49,2

ренний диаметр, мм

Диапазон погонной

23

32-38

массы, фунт/фут

Нижнее соединение

17/ " 1 '8

65/8"

Верхнее соединение

27/8" муфта АМ

3V2" муфта АМ

Освобождение лифто

Стингер с правосто

Стингер, освобождает

вой колонны от пакера

ронним вращением

ся непосредственным

втягиванием

где рпл — давление пластовое, МПа; рж — давление жидкости, заполняющей компоновку, МПа (рж = р-Н, МПа); рр — перепад давления срабатывания пакера, МПа; рср — перепад давления срезки штифтов срезного клапана, МПа; р — плотность жидкости, кг/м3; Н — глубина спущенной компоновки, м.

Техническая характеристика гидравлического пакера фирмы Камко

Присоединительные резьбы............................. VAM 23/8", 27/8"

Одинарные пакеры HSP-1 фирмы Камко устанавливаются в эксплуатационной колонне созданием гидравлического давления, относятся к эксплуатационным пакерам постоянного действия и могут быть извлечены из скважины после их раз-буривания.

Пакер фирмы Бейкер модель SAB — гидравлически устанавливаемый пакер; спускается в скважину на трубах и паке-руется после монтажа устьевого оборудования.

Техническая характеристика гидравлического пакера фирмы Бейкер

Наружный диаметр, мм..........................................................................113,03

Температура рабочей среды, °С................... До 100

Присоединительные резьбы.......................... Резьба НКТ 89 мм ГОСТ 633 — 80

Извлечение пакера производится после его разбуривания — фрезерования верхних кольцевых захватов при помощи специального инструмента, представляющего собой комбинацию двух фрез, одной кольцевой и одной торцевой фрезы в нижней части направляющего штока. После разбуривания пакера направляющий шток вместе с ловителем проходит через пакер, захватывает его в нижней части пакера и с подвеской бурильных труб извлекается на поверхность. Пакер можно разбурить кольцевой фрезой с последующим его захватом обычной труболовкой, если в наличии нет специального оборудования для разбуривания пакера.

Анкерное соединение — герметизированный ниппель, который является присоединительным и уплотняющим приспособлением между подвеской НКТ и пакером.

Присоединение анкерного соединения к пакеру производится следующим образом: при сборке на поверхности необходимо анкерное соединение вставить в пакер, затем вращением анкерного соединения влево на 10+12 оборотов для пакера Бейкер или на 4+5 оборотов для пакера Камко обеспечивается стыковка анкерного соединения с пакером. Присоединение анкерного устройства к пакеру в скважине производится за счет разгрузки колонны НКТ на пакер с усилием 2+4 т. Рассоединение производится путем вращения подвески НКТ вправо на 10+12 оборотов для пакера фирмы Бейкер и 4+5 оборотов для пакера фирмы Камко.

Циркуляционный клапан разработан на основе циркуляционного клапана Грозненского машиностроительного завода в научно-техническом центре предприятия Кубаньгазпром и изготовлен на заводе газовой аппаратуры (рис. 7.5). Циркуляционный клапан обеспечивает в открытом состоянии сообщение затрубного пространства скважины с внутренней полостью спущенной компоновки подземного оборудования. В закрытом состоянии циркуляционный клапан обеспечивает герметичность внутритрубного пространства.

Спуск циркуляционного клапана в скважину производится в закрытом положении. После установки пакера в эксплуатационной колонне для открытия циркуляционного клапана в затрубном пространстве необходимо создать перепад давления, равный 12 МПа на уровне клапана, по сравнению с давлением внутри компоновки. В этом случае происходит срезка винтов, поршень 10 в сборе перемещается вниз до упора 12, при этом отверстия корпуса 11 соединяются с каналами поршня 10. В результате этого обеспечивается соединение затрубного и трубного пространства, создается возможность промывки и глушения скважины через затрубное пространство. Для закрытия циркуляционного клапана создается давление внутри спущенной компоновки, равное 1,6+2 МПа, при этом кольцо 2 запирает каналы поршня, и поршень перемещается вверх. Достигается герметичность внутритрубного пространства от затрубного.

1    2    3    4    5    6    7    8    3    10    11    12    13    П

Рис. 7.5. Схема циркуляционного клапана:

1, 14 — патрубки; 2 — кольцо; 3 — втулка, регулирующая ход поршня; 4, 5 — фторопластовые кольца; 6 — срезной винт; 7 — поджимная гайка; 8 — фиксатор; 9 — пружина; 10 — поршень; 11 — корпус; 12 — кольцо упорное; 13 — втулка, ввинченная в поршень

После длительной эксплуатации скважины для последующего открытия клапана необходимо создать давление в затрубном пространстве 5+6 МПа.

Техническая характеристика циркуляционного клапана

Наружный диаметр, мм..........................................................................113

Длина клапана, мм..............................................................................................620

Присоединительные размеры резьб

(сверху и снизу).................................................... НКТ 73, ГОСТ 633 — 80

Клапан обладает работоспособностью в скважинах глубиной до 3600 м и пластовым давлением до 60 МПа при температуре до 160 °С. Рабочая среда — буровой раствор, газовый конденсат, газ. Возможно применение циркуляционного клапана, изготовляемого Саратовским заводом Газприборавто-матика.

Гидравлический клапан-отсекатель предназначен для аварийного перекрытия проходного сечения компоновки подземного оборудования при изменении давления в скважине. Обычно устанавливается на глубине 40+50 м от устья. В состав клапана-отсекателя входит глубинный клапан-отсекатель, гидравлическая линия управления, пульт управления. Клапан-отсекатель в свободном состоянии, без создания давления в линии управления, находится с перекрытым заслонкой проходным отверстием.

Открытие клапана-отсекателя производят следующим образом: создают давление в трубах выше клапана, равное давлению в зоне ниже клапана, при помощи насосного агрегата. В гидравлической линии управления клапаном-отсекателем создают давление, равное 11 МПа, для обеспечения открытия заслонки. Фиксируют данное давление для обеспечения спуска компоновки.

При необходимости закрытия клапана-отсекателя следует закрыть скважину на устье и выждать 5+10 мин для стабилизации условий в скважине. Сбросить давление в гидравлической линии управления до нуля, при этом клапан-отсекатель перекроет сечение труб. При необходимости плавно открывают устьевые задвижки и стравливают газ из зоны выше па-кера-отсекателя.

Техническая характеристика гидравлического клапана-отсекателя

фирмы Камко

Давление для открытия клапана......................................................................10+11 МПа

Возможно применение клапана-отсекателя Саратовского завода Газоприборавтоматика под эксплуатационную колонну диаметром 168 мм.

Температурный компенсатор служит для компенсации теплового расширения спущенной компоновки при температуре рабочей среды в скважинах более 145 °С и высоких дебитах. Температурный компенсатор обычно устанавливают выше циркуляционного клапана на 10+20 м.

7.1. СПУСК И УСТАНОВКА

ЗАБОЙНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Перед тем, как проводить спуск забойного оборудования, необходимо прошаблонировать НКТ на мостках, пропарить внутри и снаружи и смазать резьбовые соединения, предварительно почистив их металлической щеткой, а также опрес-совать их под соответствующее пластовое давление. Для подготовки заданного интервала эксплуатационной колонны в места установки пакера на бурильных трубах спускают скребок механического или гидравлического типа под данную колонну. При применении механического скребка поступательным движением инструмента вверх и вниз со скоростью 0,1 м/с, с циркуляцией раствора не более 6 л/с, трижды проходят заданный интервал и после каждого хода проворачивают инструмент ротором на 90°, затем трижды проходят заданный интервал в колонне с частотой вращения ротора 60+90 об/мин, со скоростью подачи инструмента 0,1 м/с. Скважину промывают не менее двух циклов до полного отсутствия шлама на сите. После извлечения скребка в скважину опускают шаблон. Размеры шаблона (длина, диаметр) выбирают с учетом обеспечения проходимости компоновки в скважину. Если при глушении скважины применялся глинистый раствор плотностью 1800+2200 кг/м3, то перед спуском компоновки его заменяют на жидкость без твердой фазы (бромиды цинка и кальция). В этом случае принимают меры предосторожности от коагуляции глинистого раствора при смешении с солями, ухудшения коллекторских свойств пласта, для предупреждения выброса. При глушении скважин раствором с низкой плотностью (до 1400 кг/м3) их заменяют такими истинными растворами, как раствор хлористого кальция, ФТП, а также возможно применение гидрофобных эмульсий.

Компоновку подземного оборудования собирают согласно схеме рис. 7.1 снизу вверх:

1-я    секция: срезной клапан ЛРОС, НКТ диаметром 73 мм;

2-я секция: фрезерный удлинитель, пакер, анкерное соединение, НКТ диаметром 73 мм;

3-я секция: циркуляционный клапан в закрытом положении, НКТ диаметром 73 мм, клапан-отсекатель, НКТ диаметром 73 мм.

Спуск НКТ с компоновкой подземного оборудования производят с замером труб, плавно, со скоростью 0,2 м/с.

Компоновку подбирают таким образом, чтобы клапан-от-секатель находился на глубине 50 м от устья скважины. После обвязки устья скважины фонтанной арматурой подсоединяют к ней гидравлическую линию от клапана-отсекателя и обвязывают ее с насосом для управления клапаном-отсекате-лем.

Для установки пакера поднимают давление в гидравлической линии для открытия клапана-отсекателя. Затем производят замену жидкости глушения на углеводородную жидкость (конденсат), открывают буферную задвижку, опускают шар в фонтанную арматуру, закрывают задвижку и открывают центральную задвижку, чтобы шар попал в НКТ. После выдержки времени на транспортирование шара в гнездо срезного клапана насосным агрегатом поднимают давление в НКТ с превышением давления на устье. После выдержки в течение 30 мин открывают задвижку на затрубном пространстве фонтанной арматуры и стравливают давление. Понижение давления указывает на то, что пакер сработал.

Расчет времени транспортирования шара

Время транспортирования шара в скважине, заполненной ньютоновской жидкостью (растворы бромида кальция, цинка, хлористого кальция и др.), может быть вычислено по формуле

t =

H

где Н — глубина падения шара, см; К — коэффициент, зависит от направления ствола скважины, числа Re, соотношения диаметров шара и НКТ и т.д. и определяется экспериментальным путем; в нашем случае коэффициент К может быть принят равным 0,3; g — ускорение свободного падения, см/с2; ^ш — диаметр шара, см; pj и р2 — соответственно плотности жидкости и материала шара, г/см3.

7.2. ОСОБЕННОСТИ СПУСКА И УСТАНОВКИ ЗАБОЙНОГО ОБОРУДОВАНИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ТЯЖЕЛЫХ СОЛЕВЫХ РАСТВОРОВ НА ПРИМЕРЕ СКВАЖИНЫ № 3 ПРИБРЕЖНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Спуск комплекса эксплуатационного подземного оборудования, предназначенного для изоляции продуктивного пласта от затрубного пространства, имеет свою специфику.

Применение данного комплекса в скважине № 3 Прибрежного месторождения предприятия Кубаньгазпром обеспечило надежность эксплуатации скважины (табл. 7.2) на площади с коэффициентом аномальности 2.

После разбуривания ПДМ и цементного стакана до глубины 3391 м эксплуатационную колонну опрессовали с использованием воды избыточным давлением 45,5 МПа. Интервал перфорации 2879+2892 м. Толщина стенки эксплуатационной колонны 10,5 мм. Насосно-компрессорные трубы диаметром 73 мм и толщиной стенки 5,5 мм с резьбой VAM. Пластовая температура 130 °С. Относительная плотность газа 0,68. Плотность жидкости глушения 2120 кг/м3. Содержание агрессивных включений в продукции СО2 до 15 %.

Перед спуском компоновки с целью очистки стенок эксплуатационной колонны с внутренним диаметром 118 мм спустили на бурильных трубах диаметром 2 7/8 до глубины 2875 м следующую компоновку (снизу вверх): шаблон диаметром 114 мм; скребок диаметром 118 мм.

Поступательным движением инструмента вверх и вниз со скоростью не более 1 м/с трижды прошли интервал 2875+2845 м. После каждого хода провернули инструмент ротором на 90°. Трижды прошли интервал 2875+2845 м с час-

Т а б л и ц а 7.2

Данные конструкции скважины

Тип колонны

Диаметр,

мм

Глубина спуска, м

Данные о цементаже

Направление

530

23,5

Зацементировано до устья

Кондуктор

324

1008

То же

Промежуточная колонна

245

2455

Эксплуатационная

колонна

1 40

341 3

Зацементирована "голова" цементного камня на глубине 1565 м от устья

тотой вращения 70+90 об/мин. Скорость подачи инструмента держали не более 0,1 м/с. При работе скребком произвели промывку скважины с расходом 6 л/с. Обратной циркуляцией заменили буровой раствор на рассол бромидов с плотностью 2170 кг/м3, закачивая жидкости в следующей последовательности:

буферная жидкость в объеме 2 м3 следующего состава: бентонит 6 % (мас.); КМЦ 2 % (мас.); вода остальное;

моющая жидкость на воде, содержащая 10 % сульфонола, объемом 2 м3;

пачка рассола бромидов плотностью 2170 кг/м3, загущенная до вязкости 200+250 с, объемом 1 м3;

рабочий рассол бромидов плотностью 2170 кг/м3, объемом 27 м3.

Расход по замене раствора составлял 6 л/с.

После перехода на жидкость без твердой фазы сделали технологическую остановку для контроля давления и уровня жидкости в течение 1 ч. Подняли компоновку на бурильных трубах 27/8 дюйма и собрали следующую компоновку подземного оборудования (снизу вверх):

1-я    секция: срезной клапан ЛРОС длиной 0,2 м; две насосно-компрессорные трубы диаметром 73 мм, общей длиной 1 9 м;

2-я    секция: фрезерный удлинитель общей длиной 2 м; пакер фирмы Камко длиной 1495 мм; анкерное соединение длиной 0,6 м; одна насосно-компрессорная труба длиной 10 м;

3-я секция: циркуляционный клапан в закрытом положении длиной 0,9 м; одна труба НКТ диаметром 73 мм, длиной 1 0 м.

Спуск насосно-компрессорных труб с компоновкой подземного оборудования производился с замером труб, плавно, без рывков, со скоростью 0,2 м/с. На глубине 50 м от устья скважины на насосно-компрессорных трубах установили клапан-отсекатель и подключили к нему гидравлическую линию, укрепив ее на НКТ. Подземное оборудование спустили на глубину 2883 м. Установив фонтанную арматуру, предварительно опрессовав ее на давление 70 МПа, подсоединили к ней гидравлическую линию от клапана-отсекателя и обвязали ее с ручным гидравлическим насосом для управления клапа-ном-отсекателем. Устье скважины обвязали согласно схеме 81-92-ТХ.

Для установки пакера в эксплуатационной колонне подняли давление в гидравлической линии для открытия гидравлического клапана-отсекателя при помощи ручного насоса.

Замену бромидов цинка на углеводородную жидкость (конденсат) произвели следующим образом: в затрубное пространство закачали 1 м3 жидкости без твердой фазы с вязкостью 200+250 с с противодавлением на устье (штуцер диаметром 8 мм) для очистки скважины. Промыли скважину путем прокачки бромидов с противодавлением в два цикла, контролируя чистоту жидкости.

Закачали 1 м3 промывочной жидкости с вязкостью 200+250 с, затем конденсат в объеме 20,4 м3 с расчетом, чтобы конденсат был закачан в трубы спущенной компоновки на высоту 200 м от низа труб. При этом давление на устье в трубах компоновки составляло 1,6 МПа, а в затрубном пространстве 37 МПа при пластовом давлении 60 МПа.

Бромиды цинка и кальция собрали в емкости, зафиксировали объем жидкости и параметры. Открыли буферную задвижку, опустили шар в фонтанную арматуру, закрыли буферную задвижку и открыли центральную задвижку, чтобы шар попал в НКТ. После выдержки 2 ч (на транспортирование шара в гнездо срезного клапана) насосным агрегатом АН-700 подняли давление в НКТ с превышением давления на устье, определенным в трубном пространстве манометром, на 27 МПа для пакера фирмы Камко. Выдержали созданное давление в течение 30 мин. Открыли задвижку на затрубном пространстве фонтанной арматуры и стравили давление. Понижение давления указало на то, что пакер сработал.

Поддержание пластового давления и повышение нефтеотдачи пластов  »
Библиотека »