Технологии извлечения высоковязких нефтей из недр с использованием внутрипластового горения

--PAGE_BREAK--
ВВЕДЕНИЕ


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


Основным показателем, характеризующим качество проведенного ремонта, качество спущенного глубинно-насосного оборудования, качество проведения обработок призабойной зоны пласта по предупреждению возникновения различных отложений — является наработка на отказ, которая прямопропорционально зависит от количества преждевременных и повторных ремонтов.

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



1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о районе месторождения


Харампурское месторождение находится на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Расстояние от района до поселка Тарко-Сам составляет 115 км по воздуху и 215 наземным транспортом.


Ближайшими месторождениями являются: Фестивальное, расположенное в 25 км юго-западнее и Восточно-Тарасовское, расположенное в 75 км западнее Харампурского нефтегазо-конденсатного месторождения.


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


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


Климат района резко континентальный. Продолжительность устойчивых морозов около 180 дней. Количество дней с метелями более 30. Средняя температура с метелями более 30. Среднее температура воздуха холодного периода 22-30
°
С. Снежный покров сохраняется 210 дней, а высота покрова достигает 0,5 м на водоразделах и до 2-2,5 м в долинах рек и обрывов. Лето короткое, прохладное. Средняя температура самого теплого месяца июля + 15
°
С. Гидрографичная сеть представлена реками, формирующими бассейн реки Таз — это верхняя течение реки Часелька и левый участок реки Толька, а также бассейна реки Пур — реки Харампур и Пюхятьяха, правые притоки реки Айвоседур. Все эти реки не судоходны, с узкими долинами и сильно извилистыми руслами.


Грунтовые воды района открытые безнапорные: уровень их состояния близок к дневной поверхности и лишь на суходолах понижается на 2-6 м; вскрыты всеми скважинами на глубине от 1,5 до 3 м.


Полезная толщина представлена мелкими песками, средняя толщина которых составляет 0,92 м. Запасы песка по категории С2 составляют 184 тыс. м3 Площадь месторождения равна 20Га.


Подземные воды огромную ценность для водоснабжения промысловых объектов пред­ставляет пресные подземные воды первого гидропресного этапа Западно-Сибирского артезиан­ского бассейна. В зависимости от строения ММП на площади Харампуринского месторождения условно выделяются надмерзлотные и метмерзлостные водоносный горизонты.


Межмерзлотные воды стратеграфически приручены к атлым-новомехайловскому водо­носному горизонту в интервале межмерзлосного толика, толщина которого не превышает 20 м.


Атлым-новомехайловский водоносный горизонт имеет хозяйственно питьевого значения. Глубина залегании кровле водоносного горизонта 50-65 м, Подошвы 165-170 м. Воды напорные, напор под кровлей в среднем 56 м. По химическому составу воды гидрокарбонатные, кальциевые и натриевые.



1.2 Стратиграфия и тектоника.


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


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


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


Нижняя подсвита сложена аргиллитами, темно-серыми до серых буроватым и зеленова­тым оттенком, преимущественно тонкоотлученные с прослоями аловралитов и песчаников. Ха­рактерен растительный детрит, пирит, редкие осадки двустворок, аммионитов и аршлетов. Алевриты серые с буроватым оттенком. Агрелиты темно-серые и серые с буроватым оттенком. Породы биотурбировант. Характерны пирит, редкие осадки аммонитов и двустворок. Песчани­ки васюганской свиты регионально нефтеносны, к ним приручен продуктивный горизонт Ю1. На Харампурском месторождении в состав горизонта Ю1 входят четыре продуктивных пласта (Ю11, Ю12, Ю13, Ю14). Возраст осадков — колловейский — оксфордский, установлен по форме ам­монитов, форами нифер и пелеципод.


В пределах месторождения васюганская свита вскрыта почти во всех скважинах на глу­бинах 2818-3117 м. Наиболее низкое положение кровли (3293 м) васюганской свиты.



1.3 Характеристика нефтегазоносных пластов


Характеристика коллекторов продуктивных отложений Харампурского месторождения изучался по результатам лабораторных исследований керна с привлечением первичного описа­ния керна.


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


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


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


Минеральный состав обломочной части коллекторов горизонта практически одинаков. Основными породообразующими минералами являются кварц (35-45%), полевые шпаты (40-50%), слюда (2-3%) и обломки пород (10-15%).


Преобладающий размер обломков составляет в песчаниках 0,14-0,27 мм, в олевралитах 0,06-0,1 мм. По данным анализов грану метрического состава содержание в коллекторах мелко­зернистые песчаный фракций (0,25-0,1 мм) составляет в большинстве 40-86,3%.


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


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


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

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


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

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


Покрышкой горизонта являются глинистые отложения. Слагающие их аргелиты темно-серые, до черных, с неравномерным буровато-коричневым оттенком, плотные, плитчатые, слю­дистые, с прослойкой алевролита, в средней части с битуминозными слоями. Характерно нали­чие мелких углисто-растительных остатков, отмечаются пирит, в нижней части — глауконит. Глинистая масса тонкоотмученная, преимущественно гидрослюдистого состава. Мощность этих отложений составляет 65-368 км.


Породы коллектора пласта горизонта Ю1 характеризуются невысоким, значениями ФЕС: пористость (14-16%), проницаемость (5,6-41,0 срм2 — по керну 4,6-12,8 срм2 — по ГИС). Зависи­мость между началом и остаточной нефтенасыщенностью отсутствует, среднее остаточная нефтенасыщенность составляет для пластов группы Ю1 — 0,337.




1.4 Характеристика пластовых флюидов
Свойства и состав растворенного в нефти газа.
Показатели
Объекты

Ю1
Относительная плотность
Объемное содержание в газе, %

Азот

Метан

Этан


1,118

1,75

76,99

9,34
    продолжение
--PAGE_BREAK--

Физико-химическое свойство нефти

Показатели
Объекты

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

Газовый фактор

Объемный коэффициент

Давление насыщения МПа
Содержание в %
Серы

Смол

Парафина


0,5

100

1,659

21


0,14

2,84

4,13



1.5 Состояние разборки месторождение


В 1984 г институтом УкрГинроНИИнефть была составлена технологическая схема разра­ботки месторождения, утвержденная ЦКРМИГ.


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

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


2. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 История вопроса

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

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


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


Процесс внутрипластового го­рения имеет следующие разно­видности по направлению движе­ния окислителя:


прямоточный процесс внутри­пластового горения и окислителя совпадают;


противоточный процесс, когда зона горения движется на­встречу потоку окислителя.


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


процесс без ввода в пласт дополнительного топлива (топли­во для поддержания горения получается только из находящейся в пласте нефти);


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


2.2 Уровень разработанности проблемы в теории

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


Прямоточный процесс внутрипластового горения, как и лю­бая его разновидность, начинается с создания в призабойной зоне пласта нагнетательных скважин фронта горения. После того, как процесс горения стабилизировался, в пласте по направ­лению от нагнетательной скважины к добывающим можно вы­делить несколько характерных зон.

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





Рис. 8.8. Изменение температуры по стволу скважины:


1 — при отсутствии закачки; 2 — при закачке горячей воды; 3 — при закачке холодной воды.



Перед зоной испарения движется зона конденсации паров воды и нефти. Температура зоны равна температуре кипения смеси воды и нефти. Впереди этой зоны движется зона жид­кого горячего конденсата нефти и воды. Температура в зоне снижается от температуры конденсации до пластовой. Впереди зоны конденсата нефти и воды может образоваться «нефтяной вал» (зона повышенной нефтенасыщенности) при температу­ре, равной пластовой.


Последняя зона — зона нефти с начальной нефтенасыщенностью и пластовой температурой, через которую фильтруются оставшиеся газообразные продукты горения.


Условие функционирования прямоточного процесса внутри­пластового горения сводится к тому, что количество образовав­шегося в пласте кокса должно составлять 17 кг и более на 1 м3 породы, скорость движения в пласте закачиваемого воздуха должна быть больше скорости движения очага горения (при нарушении этого условия возможно противоточное горение).


В последнее время с неплохими результатами проводят опыт­но-промышленные работы по влажному внутрипластовому го­рению, суть которого заключается в том, что одновременно с воздухом в пласт подают в определенном соотношении воду. Очаг горения после себя оставляет нагретую породу, тепло ко­торой при обычной схеме используется лишь частично на нагре­вание воздуха. При добавлении воды оставшееся тепло можно использовать на ее нагрев и испарение. Испарившаяся вода проходит через; фронт горения, не оказывая существенного влияния на процесс горения. Достигнув же зоны конденсации водяной пар конденсируется, увеличивая размеры этой зоны и количество тепла в ней. Скорость перемещения нефти от нагнетательной скважины к добывающей при влажном горении выше.


Другой важной особенностью влажного горения является то, по пластовая температура в зоне горения существенно ниже, чем при «сухом» горении. Это предупреждает пережег пород, слагающих пласт, что нередко служит причиной прекращения внутрипластового горения, так как после высокотемпературной обработки порода при контакте с водой вспучивается, снижая приемистость скважиной воды и воздуха.



2.3 Уровень разработанности проблемы в практике

Закачка теплоносителей сопряжена с большими потерями тепла в наземных коммуникациях. Так, в поверхностных паропроводных теряется 0, 35...3,5 млн. к Дж/сут на каждые 100 м трубопровода, а в скважине — 1,7 млн. к Дж/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:


I
н =
I
нд +
I
нг +
I
уг


где
I
н — количество нефти до процесса; 
I
нд — количество добытой нефти в регультате ВГ;
I
нг — количество сгоревшей нефти; 
I
уг — количество  нефти, превратившейся в углеводородный газ.


2.4 Расчетная часть

Задача.

Рассчитать процесс внутрипластового горения на пятиточечном элементе при следующих условиях: пористость терригенного пласта
m
= 0,29; толщина пласта
h
= 7 м; пластовая температура Тпл = 310 К; плотность пластовой нефти Рпл = 960 кг/м3; плотность воды Рв = 1100 кг/м3; нефтенасыщенность пласта
S
н
= 0,68; водонасыщенность пласта
S
в
= 0,32; расстояние от нагнетательной до добывающей скважин а = 200м; забойное давление в добывающих скважинах Рзаб д = 8 мПа; забойное давление в нагнетательной скважине Рзаб н = 18 мПа; радиус нагнетательной и добывающей скважин
r
с
= 0,084м; проницаемость пласта для воздуха К = 0,35 · 10-12; вязкость воздуха в пластовых условиях м
r
= 1,8 · 10-5Па · с; расход топлива
g
= 27,4 кг/м3; удельный расход окислителя
V
'окс = 14,7 м3/кг.

Принять радиус фронта горения в конце первого периода
r
ф
= 50м; коэффициент охвата пласта по толщине
dh
= 0,9; коэффициент нефтеотдачи не охваченных горением
λ
= 0,3

Решение

Рассчитываем объем воздуха для выжигания 1м3 пласта

V
' =
д·
V
окис
;

V
'
= 27,4 · 14,7 = 402,8 м3/м3

Определяем предельный темп закачки воздуха.







Вычисляем скорость продвижения фронта горения.





По рисунку определяем для
h
э
= 7м.



Проверяем выполнение условия.

W
ф
> 3 ·
W
ф
min


0,104 > 0,03

Условие выполняется поэтому принятую величину
r
ф
= 50 м оставляем без изменения.

Вычисляем:





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

S
1
=
q
/ (Рнп·
m
)


S
1
=
27,4 / 1000·0,29 = 0,094

По формуле вычисляем

S2 = S1 · V'
окис
· Q / Q'
н
,

где
Q
'
r
и
Q
'н — удельная теплота сгорания газа.

Q
'
r
= 1,257 м Дж / м3 и нефти

Q
'н =41,9 м Дж / кг,
S
н
— нефтегазонасыщенноть пласта.

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

Коэффициент нефтеотдачи в выжженой зоне:

М' = 1 — (
S1

+

S
2
) /
S
н
;



   Коэффициент нефтеотдачи всего элемента:

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

    продолжение
--PAGE_BREAK--