5.15.Создание движущегося очага внутрипластового горения
Закачка теплоносителей сопряжена с большими потерями тепла в наземных коммуникациях. Так, в поверхностных паропроводных теряется 0,35…3,5 млн.кДж/сут на каждые 100 м трубопровода, а в скважине – 1,7 млн.кДж/сут на каждые 100 м длины НКТ.
Поэтому более эффективным представляется источник тепла, расположенный непосредственно в пласте. Таким источником является очаг внутрипластового горения.
Метод заключается в следующем.
На забое нагнетательной скважины с помощью горелок различной конструкции создается высокая температура, вызывающая загорание нефти в пласте.
Для поддержания горения в пласт через эту же скважину подают окислитель-воздух или кислородосодержащую смесь в объемах, обеспечивающих горение. Горение нефти вызывает повышение температуры до 400оС и улучшает процесс вытеснения нефти.
Факт горения представлен несколькими зонами, т.е. при внутрипластовом горении (ВГ) действуют одновременно все известные методы воздействия на пласт: горячая вода, пар, растворитель, газы из легких углеводородов.
Физический процесс горения представляется таким образом. После поджога в пласте происходит процесс термической перегонки нефти, продукты которой – коксоподобные остатки нефти – являются топливом, поддерживающим очаг горения. Зона горения перемещается от нагнетательной скважины вглубь в радиальном направлении. Образующийся тепловой фронт с температурой 450…500оС вызывает следующие процессы в пласте. 1. Переход в газовую фазу легких компонентов нефти. 2. Расщепление (крекинг) некоторых углеводородов. 3. Горение коксоподобного остатка. 4. Плавление парафина и асфальтенов в порах породы. 5. Переход в паровую фазу платсовой воды, находящейся перед фронтом. 6. Уменьшение вязкости нефти перед фронтом и смешивание выделяющихся легких фракций нефти и газов с основной массой. 7. Конденсация продуктов перегонки нефти и образование подвижной зоны повышенной нефтенасыщенности перед фронтом горения. 8. Образование сухой выгоревшей массы пористой породы за фронтом горения.
В пласте образуются несколько зон: I – выгоревшая зона со следами несгоревшей нефти или кокса; II – зона горения, в которой максимальная температура достигает 300…500оС; III – зона испарения, в которой происходит разгонка нефти на фракции и крекинг нефти, пластовая и связанные воды превращаются в пар; IV – зона конденсации, в которой происходит конденсация углеводородов и паров, нефть и вода проталкиваются к добывающим скважинам газами, образовавшимися в результате горения СО2, СО, N; V – зона увеличенной насыщенности; VI – зона увеличенной нефтенасыщенности, в которую перемещается нефть из предыдущих зон, температура в этой зоне близка к первоначальной; VII – невозмущенная зона, в которой пластовая температура остается первоначальной.
Экспериментальные работ позволили установить следующие количественные данные: 1) на горение расходуется до 15% запасов пластовой нефти; 2) горение ведется при температуре около 375оС, на что требуется 20…40 кг кокса на 1 куб.м. породы; 3) для сжигания 1 кг кокса требуется 11,3 куб.м. воздуха при коэффициенте его использования 0,7…0,9.
Например, на залежи Павлона Гора за 66 суток было закачено 600 тыс.куб.м. воздуха.
Материальный баланс процесса ВГ представляется так:
Iн = Iнд + Iнг + Iуг
где Iн – количество нефти до процесса; Iнд - количество добытой нефти в регультате ВГ; Iнг – количество сгоревшей нефти; Iуг – количество нефти, превратившейся в углеводородный газ.
- 1.Введение.
- 2. Технология бурения скважины
- 2.1. Породоразрушающий инструмент
- 2.2. Устройство буровой установки
- 3. Вскрытие и освоение нефтяного пласта
- 3.1.1. Пулевая перфорация
- 3.1.2. Торпедная перфорация
- 3.1.3. Кумулятивная перфорация
- 3.1.4. Гидропескоструйная перфорация
- 3.1.5. Сверлящая перфорация
- 3.2. Освоение нефтяных скважин
- 3.2.1. Замена в стволе скважины жидкости большой плотности жидкость меньшей плотности
- 3.2.2. Снижение давления на пласт компрессором
- 3.2.3. Свабирование
- 3.2.4. Имплозия
- 4. Подъем нефти на дневную поверхность
- 4.1. Фонтанный способ добычи нефти.
- 4.1.1. Баланс пластовой энергии
- 4.1.2. Осложнения при работе фонтанной скважины.
- 4.1.3. Оборудование фонтанной скважины.
- 4.1.4. Насосно-компрессорные трубы.
- 4.1.5. Пакеры, якоря
- 4.1.6. Фонтанная арматура
- 4.2. Добыча нефти установками штанговых насосов
- 4.2.1.Привод
- 4.2.2. Конструкция штангового насоса
- 4.2.3. Эксплуатация скважин, оборудованных установками штанговых глубинных насосов (ушгн)
- 4.3.Добыча нефти бесштанговыми скважинными насосами
- 4.4. Установки электроцентробежных насосов
- 5. Искусственное воздействие на пласт путем закачки воды
- 5.1.Теоретические основы поддержания пластового давления
- 5.2.Законтурное заводнение
- 5.3.Внутриконтурное заводнение
- 5.4.Характеристика закачиваемых в пласт вод
- 5.5.Технологическое схемы ппд
- 5.6.Наземные кустовые насосные станции
- 5.7. Подземные кустовые насосные станции
- 5.8. Очистка сточных вод
- 5.9. Конструкция нагнетательных скважин
- 5.10. Освоение нагнетательных скважин
- 5.11. Закачка газа в пласт
- 5.12.Закачка теплоносителей
- 5.13. Закачка горячей воды
- 5.14. Закачка пара
- 5.15.Создание движущегося очага внутрипластового горения
- 5.16. Закачка углекислоты
- 5.17. Оборудование для осуществления технологий
- 5.18.Применение мицеллярных растворов
- 5.19.Вытеснение нефти растворами полимеров
- 5.20. Применение углеводородных растворителей
- 5.21.Применение щелочного заводнения
- 5.22.Применение поверхностно-активных веществ
- 6. Ремонт нефтяных скважин.
- 6.1. Общие сведения о текущем ремонте скважины.
- 6.2.Технология капитального подземного ремонта скважин.
- 6.2.1 Обследование и исследование скважин перед капитальным ремонтом.
- 6.2.2 Технология ремонта эксплуатационной колонны.
- 6.2.3. Технология изоляционных работ по устранению или ограничению водопритоков.
- 6.2.4. Изоляция притока подошвенной воды.
- 6.2.5. Ловильные работы в скважине.
- 6.2.6. Извлечение упавших труб.
- 6.2.7. Извлечение установки эцн.
- 6.2.8. Испытание колонны на герметичность.
- 6.2.9. Зарезка второго ствола.
- 6.2.10. Ликвидация скважин.
- 6.3. Механизмы и оборудование для ремонтных работ.
- 6.3.1. Стационарные и передвижные грузоподъемные сооружения.
- 6.3.2. Ловильный инструмент.
- 7. Сбор и подготовка нефти.
- 7.1. Групповая замерная установка.
- 7.2. Установка комплексной подготовки нефти.
- 8. Нгду «Чекмагушнефть»
- 9. Заключение