Сухое внутрипластовое горение, как эффективный метод повышения нефтеотдачи пласта

Известно, что сухое внутрипластовое горение, как и влажное внутрипластовое горение, относится к тепловым методам увеличения нефтеотдачи пласта. Сами же тепло- вые методы делятся на два принципиально различных вида. Первый основан на внутрипластовых процессах горения, создаваемых путем инициирования горения коксовых остатков в призабойной зоне нагнетательных скважин (с применением забойных нагревательных устройств - обычно типа ТЭНов) с последующим перемещением фронта горения путём нагнетания воздуха (сухое горение) или воздуха и воды (влажное горение). В России широкого применения эти методы не получили. Второй метод, наиболее часто применяемый в России и за рубежом, основанный на нагнетании (с поверхности) теплоносителей в нефтяные пласты [1, 4, 5].

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

В качестве топлива для горения расходуется часть нефти, остающаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой, испарившимися фракциями нефти впереди фронта горения и претерпевающая изменения вследствие дистилляции, крекинга и других сложных физико-химических процессов. Выгорает 5-25% запасов нефти. Исследованиями установлено, что с увеличением плотности и вязкости нефти расход сгорающего топлива увеличивается, а с увеличением проницаемости уменьшается.

Технология процесса заключается в следующем. Сначала компрессорами закачивают воздух. Если в течение первых месяцев не обнаруживается признаков экзотермических реакций (по данным анализов газа и температуры в добывающих скважинах), то приступают к инициированию горения. Его можно осуществить одним из методов: электрическим забойным нагревателем, который опускается в скважину на кабеле и обдувается воздухом; забойной газовой горелкой, опускаемой в скважину на двух концентричных рядах труб (для раздельной подачи топлива и воздуха); использованием теплоты химических окислительных реакций определенных веществ (пирофоров); подачей катализаторов окисления нефти.

После создания фронта горения в призабойной зоне нагнетательной скважины его будут поддерживать и перемещать по пласту закачкой воздуха, с постоянно возрастающим его расходом.

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

Перед зоной испарения движется зона конденсации паров воды и нефти. Температура зоны равна температуре кипения смеси воды и нефти. Впереди этой зоны движется зона жидкого горячего конденсата нефти и воды. Температура снижается от температуры конденсации до пластовой. Впереди зоны конденсата нефти и воды может образоваться «нефтяной вал» (зона повышенной нефтенасыщенности) при температуре равной пластовой. Последняя зона – это зона нефти с начальной нефтенасыщенностью и пластовой температурой, через которую фильтруются оставшиеся газообразные продукты горения [6,7].

Также отметим, что горение заключается в сложных физико-химических реакциях окисления. Интенсивность реакции окисления зависит от характеристик системы нефть – коллектор. На скорость их течения оказывает влияние наличие в нефти или в коллекторе катализаторов, основой которых являются некоторые переходные металлы (Си, Ni и тд.) [2]

Как уже было сказано ранее, внутрипластовое горение в нашей стране не получило широкого применения. В некотором роде применение сухого внутрипластового горения возможно на Русском месторождение, которое по условиям залегания и по свойствам нефти удовлетворяет условиям применимости метода [3,8].

Пласты Русского месторождения (ПК1-7), в которых залегает нефть, преимущественно песчаного типа. Поэтому применение заводнения может оказаться негативным в том плане, что возможно размытие пласта, его «схлопывание» и др.

Скважины следует разместить по пятиточечной обращенной системе. Добывающие скважины – горизонтальные. Забои скважин оборудуются датчиками температуры и автоматическими клапанами-отсекателями, которые будут следить за тем, чтобы фронт горения не прорвался в ствол скважины. В случае прорыва, датчики температуры передают сигнал клапанам, которые перекрывают скважину. Скважину-инжектор также следует оборудовать датчиками температуры, с помощью которых можно будет регулировать подачу газа (воздуха).

При разработке месторождений высоковязкой нефти по данному методу, следует обратить внимание на зарубежный опыт, который показывает неплохой эффект в его применении.