Оборудование, применяемое при внутрипластовом горении и Технология этого процесса на залежи павлова гора

Нефтеносный пласт разрабатывается методом внутрипластового горения по элементам (см. рис. 2.16) по пятиточечной схеме с рас­положением в центрах систем по одной нагнетательной скважине, от которых процесс горения осуществляется по прямоточному ва­рианту. Между нагнетательными и добывающими скважинами для промежуточного контроля пробурены наблюдательные скважины. Оборудование состоит из следующих основных узлов:

1) компрессорной станции ОВГ-2, обеспечивающей подачу воз­духа для нагнетания в пласт;

2) магистральных воздухо- и газопроводов от компрессорной станции до узла распределения на промысловом опытном участке;

3) узла распределения сжатого воздуха по скважинам опыт­ного участка и узла сбора отходящих газов горения для направ­ления на факел;

4) контрольно-измерительных приборов и средств автоматики (приборы визуального контроля, регистрирующие результаты и регулирующие' процессы при проведении опытных работ);

5) нагнетательных, добывающих и наблюдательных скважин;

6) групповой установки, включающей замерный и рабочие трапы с контрольно-измерительной аппаратурой и автоматикой.

Технологическая схема по проведению влажного внутрипла­стового горения обеспечивает следующие операции при разработке горения нефтеносного пласта:

1) подачу топливного газа и воздуха на забойной огневой на­греватель, устанавливаемый в нагнетательной скважине на пе­риод зажигания нефтеносного пласта, в случае применения ог­невого забойного генератора:

2) нагнетание окислителя (воздуха) в нефтеносный пласт че­рез нагнетательную скважину для поддержания и перемещения фронта горения от нагнетательной скважины к добывающим;

3) утилизацию отходящих из добывающих скважин газов пу­тем сжигания их или нагнетания в пласт;

4) подачу воздуха в систему контрольно-измерительных при­боров и аппаратуру автоматики;

5) выдавливание нефти газом из трапов в групповой резер­вуар.

Одновременно технологическая схема позволяет осуществлять

и такие операции:

1) подачу нефти из добывающих скважин на групповую уста­новку и отделение от воды и газа;

2) отбор отходящих газов горения из межтрубного простран­ства добывающих и наблюдательных скважин;

3) периодический отбор газовых труб из межтрубного простран­ства наблюдательных и добывающих скважин и с замерного трапа и направление их в автоматические газоанализаторы для определения содержания кислорода, окиси углерода, двуокиси уг­лерода и метана;

4) регистрацию расхода топливного газа и воздуха в период
розжига нефтяного пласта.

РЕЗУЛЬТАТЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ДО

И ПОСЛЕ ПРИМЕНЕНИЯ ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ

Разработка залежи I майкопского горизонта (вторая пачка) на­чата в январе 1959 г. Максимальная добыча нефти (470 т/мес) была достигнута в конце периода разбуривания — к 1960 г. Уже к началу 1961 г. добыча снизилась на 50 % и составляла около 230 т/мес. К началу внедрения процесса внутрипластового горе­ния (декабрь 1966 г.) добыча нефти составляла 110 т/мес. За восьмилетний начальный период разработки на естественном, т. е. до начала процесса ВГ, режиме было добыто 23,6 тыс. т нефти, 9,1 тыс. м³ воды и 910 тыс. м³ газа. Средний газовый фактор составлял 38 м³/т. Пластовое давление снизилось с 1,0 МПа до 0,75 МПа.

Начальные геологические запасы нефти этой залежи были до­статочны для проведения процесса внутрипластового горения. Со­гласно расчетам конечная нефтеотдача при обычном способе раз­работки залежи (на режиме истощения) не превышает 11,0%. К началу осуществления процесса внутрипластового горения теку­щая нефтеотдача достигла 9,1 %.

Применение внутрипластового горения на залежи в течение 1967—1985 гг. на 7 элементах значительно улучшило основные показатели разработки. За 18 лет разработки с применением вну­трипластового горения добыто 104 тыс. т нефти, из них 75 тыс. т за счет метода. Текущая нефтеотдача, отнесенная к площади, охва­ченной тепловым воздействием (7 элементов скважин), составила почти 40%, т. е. возросла на 20% по сравнению с разработкой на естественном режиме.

Таким образом, процесс позволил интенсифицировать темп раз­работки залежи почти в 2 раза. Уже к концу второго года сум­марная добыча нефти на залежи превысила предельно возможную суммарную добычу нефти при разработке на режиме истощения. Коэффициент текущей нефтеотдачи с воздействием на залежи в 2.35 раза выше предельно возможного его значения при обыч­ной системе разработки. Уровень текущей добычи нефти по состоя­нию на конец 1980 г. составляет 150 т/мес.

 

Ниже приведены данные о дополнительной добыче нефти по годам:

Годы ………………………………………1 2 3 4 5 6

Добыча, тыс.т…………………………….3,4 4,0 4,3 3,7 3,6 3,5

Годы………………………………………7 8 9 10 11 12

Добыча, тыс.т…………………………….3,4 3,7 3,5 3,8 4,4 4,1

Годы………………………………………13 14 15 16 17 18

Добыча, тыс.т…………………………….4 4,8 4,0 4 4 4

 

 

Видим, что эффективность процесса по показателю добыча нефти изменялась. Сначала этот показатель непрерывно возрастал, затем снизился, вновь увеличился, а в последний год снова сни­зился. Изменение уровня добычи связано с состоянием процесса внутрипластового горения, бурением дополнительных добывающих скважин и улучшением условий эксплуатации. В период начальной стадии опытных работ отмечалось активное продвижение фронтов горения, сопровождающееся интенсивным вытеснением нефти из выжженных зон и физико-химическим влиянием растворяющегося углекислого газа.

По фактическим данным разработки залежи I майкопского го­ризонта суммарная дополнительная добыча нефти за счет про­цесса составляет 20,83 тыс. т (4,09 по первому участку; 13,55 — по второму и 3,19 — по третьему).

Таким образом, применение процесса на трех участках положи­тельно отразилось на разработке всего объекта, что объясняется физико-химическим воздействием углекислого газа на нефть, а также некоторым увеличением давления в залежи.

Важный показатель эффективности процесса — относительный расход воздуха на 1 т дополнительно добытой нефти. Эти данные по годам приведены ниже и отражены на рис. 2.17.

Годы............................... 1 2 3 4 5 6

Расход воздуха, м³/т... 1550 2118 2180 2600 3520 3445

Годы.............................. 7 8 9 10 11 12

Расход воздуха, м³/т...... 2384 2150 2330 2470 2180 4280

Годы.............................. 13 14 15 16 17 18

Расход воздуха, м³/т.........2950 2430 2440 2455 2500 2500

Согласно технологической схеме опытных работ, средний отно­сительный расход воздуха составляет 1415 м³/т.

Из приведенных данных видно, что только на первом году проведения процесса фактический относительный расход воздуха почти соответствовал проектному, но затем стал увеличиваться и даже в период активного горения (1967—1969 гг.) был выше проектного на 50 % и более. В период 1970—1984 гг. относитель­ный расход воздуха значительно возрос и превысил проектный в 1,8—2,6 раза. В среднем удельный расход воздуха на 1 т допол­нительно добытой нефти составил 2—2,5 м³/т. Отклонение факти­ческого относительного расхода воздуха от проектного связано с использованием кислорода на фронте горения с большим топ-ливообразованием, чем это предусмотрено проектом. Этот показа­тель можно значительно улучшить в случае применения влажного горения.

Техни ко -эк ономичес к а я эффективность вну-трипластового горения на Павловой Горе. Благодаря высокой эффективности процесса внутрипластового горения на опытно-промышленном участке месторождения Павловой Горы ка­питальные затраты окупились в короткие сроки.

Себестоимость дополнительно добытой нефти оказалась ниже общепромысловой на 20%. Процесс в целом оказался технологич­ным и экономичным. Основные издержки производства были свя­заны с подготовкой и нагнетанием в пласт рабочего агента (при­мерно 35%), около 30% приходится на работы, связанные с ре­монтом и подготовкой скважин, 25 % — на обслуживание скважин и подготовку нефти и около 10% —на работы, связанные с научными исследованиями.

В целом в результате опытно-промышленных работ, проводи­мых в течение длительного времени, доказано, что объект для раз­работки с применением внутрипластового горения оказался пер­спективным и соответствует условиям применения этого метода.

Нефтеотдача к 20-му году разработки в пределах опытного участка достигнет 40%- Расчеты показывают, что конечный коэф­фициент нефтеотдачи в этой зоне может достичь 60 % (вместо 11 % на естественном режиме).

Все это дает основание осуществлять работы по внутрипластовому горению на аналогичных месторождениях.

Осложняющим фактором является образование стойких эмульсий, в особенности при проведении влажного горения и пескопро явления в добывающих скважинах.

 

ВНУТРИПЛАСТОВОЕ ГОРЕНИЕ В УСЛОВИЯХ ОДНОВРЕМЕННОГО ЗАЛЕГАНИЯ МАКРО-И МИКРОПОРИСТОГО КОЛЛЕКТОРОВ

Вторым объектом по воздействию на пласт внутрипластовым го­рением была выбрана линза IV сарматского горизонта залежи тя­желой нефти месторождения Зыбза-Глубокий Яр. Продуктивный пласт характеризуется неоднородностью коллекторских свойств как по разрезу, так и по площади и представлен коллекторами микро- и макропористого типа с проницаемостью от 0,05 до 300 мкм².

Ниже приведены характеристика нефти, данные по линзе и не­которые параметры технологической схемы.

Площадь, линзы, га................................................ 6,7

Средняя глубина залегания пласта, м.................. 660

Средняя толщина, м........................................ 5,7 I

Текущая нефтенасыщенность пласта, %........... 42,1

Пластовая температура, ⁰С............................... 29

Плотность нефти, г/см³...................................... 0,976

Вязкость пластовой нефти, мПа-С......................... 2000

Атомное соотношение (Н/С).............................. 1,586

Массовая доля сернокислых смол, %.............. 64

Расход топлива (коксового остатка), кг/м³............ 39,4

Расход воздуха на 1 м³ породы, м⁸..................... 425

Опытно-промышленные работы по воздействию на пласт, выра­женный сложным коллектором, обусловлены тем, что, кроме за­лежи Зыбза-Глубокий Яр, в Краснодарском крае имеются и дру­гие объекты такого типа.

Для выбранного объекта, согласно технологической схеме, была предусмотрена линейная схема термического воздействия на пласт. Три нагнетательные скважины расположены по короткой оси средней части линзы на расстоянии 70 м друг от друга, раз­витие фронта горения в одну и другую стороны линзы предусмот­рено было на 230 и 130 м. По обе стороны от линии нагнетатель­ных скважин для контроля за процессом расположено по одной наблюдательной скважине.

Линза была вскрыта 18 скважинами. Пласт в ее пределах ха­рактеризуется большой неоднородностью и невыдержанностью коллекторских свойств. На небольшой площади IV горизонт вскрыт в одних скважинах как высокопроницаемый, а в других (соседних скважинах) даже затруднительно выделить интервал залегания горизонта. Более того, одной из нагнетательных сква­жин (скв. 1Н, расположенной в зоне выклинивания) вообще не вскрыт нефтеносный пласт. Линза имеет наклон; разность в абсо­лютных отметках крайних точек по длинной оси линзы состав­ляет 100 м.

По проекту считалось, что линза представляет собой единый объект. По результатам закачки воздуха в отдельные скважины удалось установить границы, хотя и весьма условно, ряда изоли­рованных участков, что показано на рис. 2.17. Центральная часть линзы (район скв. 2Н, ЗН, 4Н. 181, 371, 2Э, 1К, 317, где прово­дили работы в 1971 и 1972 гг. по инициированию горения) выра­жена сильной трещиноватостью и не имеет свободной подвижной нефти. По трещинным каналам свободно проникал воздух от наг­нетательной к добывающей скважине. В этой части линзы нагне­тали пар (1852 и 1460 т) в добывающие скважины (скв. 2Э и 317), реагирующие на закачку воздуха в скв. ЗН. В итоге нефти или воды из них не получили.

На опытном участке в центральной части линзы предприни­мали неоднократные попытки осуществить процесс горения с по­мощью забойной горелки. Разжечь пласт через скв. 2Н и ЗН таким способом не удалось. Через 3—10 ч после начала работы газовой горелки снижалась приемистость нагнетательной скважины. Расход газа составил 240 м³/сут, воздуха — около 12 000 м³/сут (на горение газа и на охлаждение горелки). Изме­нение параметров по одному из этапов осуществления процесса горения приведено на рис. 2.18.

Для нормальной работы газовой горелки необходимо поддер­живать постоянный режим ее работы. В результате снижения приемистости скважины для обеспечения работы этой горелки не­обходимо было увеличить давление нагнетаемого воздуха для под­держания расхода воздуха около 12 тыс. м³/сут. Давление посте­пенно увеличивали на устье до 3,5 МПа (максимальное давление, которое обеспечивала компрессорная станция), после чего расход воздуха, нагнетаемого в пласт, снижался, и работу газовой горелки прекращали.

рис. 2.17. Структурная карта по кровле линзы IV сарматского горизонта и карта равных мощностей.

Скважины: I — нагнетательные; II — добывающие: Ш— наблюдательные: IV — граница выклинивания лннзы: V — изогнпсы по кровле линзы; VI — линии равных толщин: VII — границы отдельных участков[26].

 

Одна из причин снижения приемистости нагнетательной сква­жины заключалась в температурном расширении породы пласта, что приводило к закрытию трещин (путей сообщения в пласте).

В результате уменьшения приемистости скважин и значитель­ного сокращения отвода тепла непосредственно в пласт резко уве­личивалась температура на забое. После охлаждения призабойной зоны приемистость скважин не восстанавливалась. Только в результате обработки призабойной зоны скважины смесью со­ляной и плавиковой кислот разрушалась оплавленная порода и восстанавливалась приемистость. Последующие попытки разжечь пласт с помощью газовой горелки приводили к снижению этого показателя.

 

РИС. 2.18. Изменение давления, расхода воздуха и температуры со временем при работе забойной газовой горелки:

I — расход воздуха между 65—127-мм колоннами; 2 —давление в трапе; 3 —давление между 127—203-мм колоннами; 5 — давление в 38-мм колонне; 6 — температура выходя­щих газов в горелке; 7 — расход воздуха в 38-мм колонне на горение[26]

 

В лаборатории на экспериментальной установке провели опыты с применением неоднородной пористой среды, представлен­ной песком и брекчией, для изучения механизма процесса внутри-пластового горения и определения основных рабочих параметров применительно к пласту на залежи Зыбза.

В результате опытов установлены следующие основные зако­номерности.

1. Горение нефти в горной породе, представленной брекчией, происходит с большим расходом воздуха и меньшей скоростью распространения фронта горения по сравнению с процессом в по­ристой среде — песке.

2. На процесс горения в пористой среде существенно влияют количество и размер включений непористой массы.

3.Обводнение пористой среды ухудшает условия горения. Ана­лиз причин неудачного инициирования фронта горения с помощью забойной газовой горелки на опытном участке залежи Зыбза, а также дополнительное изучение процесса горения на линейной модели с учетом неоднородности пласта привели к выводу о необ­ходимости более тщательной предварительной подготовки нагне­тательной скважины и использования другого способа создания фронта горения Учитывая характер строения коллекторов, фильтрационные па­раметры пласта и отсутствие нефти в нагнетательной скв. ЗН, в эту скважину решили закачать 50 м³ безводной тяжелой нефти, подогретой до температуры 80 °С. Через двое суток высота столба нефти над пластом увеличилась до 20 м.

Забойные газовые горелки наиболее пригодны для продуктив­ных пластов толщиной от 15 м и более, содержащих неподвижную, но легко окисляемую нефть. При высокой температуре теплоно­сителя (530—820 ^СС) и значительной плотности воздушного по­тока (в начальный момент инициирования горения) снижается со­держание нефти ниже минимально необходимого количества для развития фронта горения. В нашем случае, когда эффективная толщина пласта около 5,5 м, более пригоден электрический нагре­ватель, который позволяет медленно повышать температуру наг­нетаемого воздуха (10—100 °С) при небольшой плотности воздуш­ного потока. Скорость повышения температуры регулируется из­менением напряжения (380—560 В), а плотность потока — темпом нагнетания воздуха. Для образования фронта горения необходимо обеспечить температуру нагрева воздуха порядка 320—420 °С. Чтобы успешно поджечь пласт, большое значение имеет суммар­ное количество тепла, введенного в него. По опытным данным, на 1 м толщины пласта рекомендуется расход тепла в пределах 1 — 11,5 млн. кДж/м³. Электрический нагреватель для создания фронта горения со­стоял из следующих элементов: трехфазного нагревателя номи­нальной мощности 24 кВт (длина 5,5 м, диаметр 116 мм); сило­вого кабеля типа КТНГ-10; станции управления ТЭХ-50 В/13АЗ; автотрансформатора АТСЗ-30. Температура нагнетаемого в пласт воздуха контролировалась термопарой типа ХК и термнетором. Устье скважины герметизировали лубрикатором.

Процесс инициирования горения был начат 31/V-1972 г. и про­должался до 7/VII-1972 г. Кривые процесса инициирования горе­ния показаны на рис. 2.19. При расходе воздуха около 3,5 тыс. м³/сут температура его была 350—400 °С. Забойная мощность электронагревателя поддерживалась на уровне 15 кВт. Было вве­дено тепла 48,2 млн. кДж/м³ и 135 тыс. м³ воздуха. Удельный рас­ход тепла составил около 8,4 млн. кДж/м³, По анализу газа из скважин было сделано заключение, что фронт горения образо­вался через 10—15 сут после начала процесса. Для успешного раз­вития фронта горения путем создания вокруг нагнетательной сква­жины более обширной зоны высоких температур нагрев с по­мощью электрического нагревателя проводили в течение 36 сут. Расчет показывает, что к моменту образования фронта горения пласт прогрелся до температуры 320 °С на удалении по радиусу около 1 м. После отключения электронагревателя в течение 23 сут постепенно увеличивался расход воздуха с 3 до 19 тыс. м³/сут. Давление повысилось с 0,17 до 2,5 МПа.

С начала создания фронта горения 15/VI 1972 г. и до конца но­ября горение происходило нормально, при этом незначительно увеличилась объемная доля кислорода в выходящем газе (с 0 до 2—5%) и уменьшилась доля углекислого газа (с 12—15 до 8— 10%) при постоянном нагнетании воздуха и поддержании давле­ния на одном уровне, что видно из рис. 2.20.

 

РИС. 2.19. Кривые процесса инициирования горения в скв. ЗН [26]

 

 

Начиная с конца ноября, при неизменных расходе воздуха и давлении, началось увеличение объемной доли кислорода (с 4— 5% до 14—15%) и снижение доли углекислого газа (с 8—10 до 3—4%).

Для поддержания процесса горения количество нагнетаемого воздуха уменьшили с 21—22 до 11 —12 тыс. м³/сут, что привело к снижению давления до 1,2 МПа. В результате в течение 4 мес медленно увеличивалось содержание кислорода и снижалось коли­чество двуокиси углерода в газе. К августу 1973 г. закачку воз­духа в скв. ЗН прекратили, так как количество кислорода воз­росло до 18—19%, а двуокиси углерода снизилось до 1,5—2%. Это указывало на то, что в линзе происходило только низкотем­пературное окисление нефти.

 

РИС. 2.20. Изменение содержания кислорода (2) и углекислого газа (/) в до­бываемом газе [26]

С начала опытных работ увеличения добычи нефти из добы­вающих скважин за счет процесса внутрипластового горения прак­тически не получено. Кроме того, установлено, что граница рас­пространения линзы, толщина пласта и его нефтенасыщенность имеют существенно различные значения по сравнению с теми, ко­торые были отмечены в проекте разработки. Объект не соответ­ствует ранее имевшимся представлениям, а условия для проведе­ния эксперимента по осуществлению внутрипластового горения оказались крайне неблагоприятными.

Хотя в период проведения опытно-промышленных работ по внутрипластовому горению на месторождении Зыбза практически не было добыто дополнительной нефти, тем не менее полученные результаты позволили сделать определенные выводы, имеющие научное и практическое значение.

1. Доказано, что в нефтяных пластах, представленных макро-и микропористыми коллекторами, внутрипластовое горение разви­вается в основном в макропоровом коллекторе в течение более чем 9 мес. И так как скорость продвижения фронта горения в макропоровых каналах была высокой (50 см/сут и более), то происхо­дящий в этих условиях термодинамический процесс был близок к адиабатическому, при котором теплота не отдавалась макропо-ровым коллекторам, вследствие чего и не происходило разогрева пластов, а тем более горения нефти в них.

2. Наличие макропоровых коллекторов способствует быстрому прорыву нагнетаемого в пласт воздуха в добывающие скважины, что в условиях высокого содержания газа может привести к взры­воопасной концентрации смеси углеводорода и кислорода.

3. Процесс внутрипластового горения в коллекторах микро- и макропористого типа происходит при условиях, способствующих снижению скорости продвижения фронта горения в макропоровом коллекторе или при нагнетании таких рабочих агентов, которые обеспечили бы возникновение внутрипластовых окислительных процессов в микропористых коллекторах.

4. Полученные негативные результаты при использовании вну­трипластового горения в условиях микро- и макропористых кол­лекторов имеют определенное научное значение; их следует учи­тывать во время выбора объектов для применения теплового воз­действия на пласт.

2.2.5. Применение тепловых методов разработки на нефтяных месторождениях Башкортостана [26]

Основные запасы нефти на месторождениях Башкортостана содер­жатся в девонских отложениях маловязкой нефти (1—3 мПа-с).

Анализ выработки запасов нефти повышенной и высокой вяз­кости показывает, что текущая нефтеотдача залежей, приурочен­ных к терригенным коллекторам бобриковского и тульского го­ризонтов, визейского яруса нижнего карбона, составляет 10— 20%, а в карбонатных коллекторах не превышает 6% (турнейский ярус нижнего карбона) н 3 % (фоминский ярус верхнего карбона). Исключительно низкой текущей нефтеотдачей харак­теризуются залежи нефти в карбонатных коллекторах каширо-подольского горизонта— 1—2 %.

Остаточные балансовые запасы нефти вязкостью 10—20мПа-с залегают в многочисленных залежах терригенной толщи нижнего карбона Арланского и других месторождений. В терригенных от­ложениях верхнего девона также имеются залежи нефти с вяз­костью 15—30 мПа-с. В карбонатных коллекторах среднего и нижнего карбона и фоминского яруса верхнего девона платформы имеются значи­тельные запасы нефти вязкостью до 30 мПа-с.

Нефтяные залежи северо-западной и западной частей Башки­рии, приуроченные к терригенным коллекторам порового типа в бобриковском и тульском горизонтах визейского яруса и кар­бонатным коллекторам турнейского яруса, содержат нефть вяз­костью свыше 30 мПа-с. В Ишимбайском нефтеносном районе выделяется группа залежей с высокой вязкостью от 50 до 1000 мПа-с.

Из изложенного следует, что нефтяные месторождения республики — перспективные объекты для использования теп­ловых методов разработки, что подтверждается полученными промысловыми результатами, осуществленными в различных фи­зико-геологических условиях.

Здесь, начиная с 1966 г., применяли различные способы тер­мического воздействия на призабойную зону скважин с исполь­зованием электропрогрева, пара, огневого прогрева, термохими­ческих реакций и других теплоносителей.

В табл. 2.14 приведены технологические результаты, получен­ные при термических методах воздействия на призабойную зону скважин.

 

Таблица 2.14

Результаты термических методов воздействия

Способ воздействия Число скважино-обработок Суммарный эффект тыс. Электротепловой 176 355

Паротепловой 138 44

Огневой 361 43

Термокислотный 452 95

Горячая нефть 2150 346

Термохимический (ТГХВ) 2792 2174

Итого 7069 3057

Как видно из приведенных данных, термическое воздействие на призабойную зону скважин — эффективное средство для ин­тенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи пластов. За счет этих методов дополнительно на месторождениях Башкортостана получено свыше 3 млн. т нефти. Среди методов теплового воздействия на призабойную зону пласта перспективны для неф­тяных месторождений республики и Урало-Волжской провинции термогазохимические, электро-, паротепловые и огневые обра­ботки скважин.

Паротепловые обработки прошли испытания на Туймазин-ском, Арланском и Ишимбайском месторождениях. Наилучшие результаты получены в карбонатных коллекторах Ишимбайского месторождения, где в результате 138 обработок получено 44 тыс. т дополнительной нефти. Дополнительная добыча от одной обра­ботки составила более 500 т. Установлены следующие основные параметры паротепловых обработок для карбонатных коллекто­ров до глубины 800 м: темп нагнетания пара 5—7 т/ч; темпера­тура пара 250—290 °С; продолжительность нагнетания пара 15— 20 сут. Способ можно применять на многих месторождениях Урало-Волжской провинции.

Успешным оказался и термогазохимический способ воздейст­вия на призабойную зону пласта, разработанный ПермНИПИ-нефтью и впервые примененный объединением «Пермнефть».

Технология способа заключается в сжигании пороха (мед­ленно горящего) на забое скважин против интервала продуктив­ного пласта. В результате на пласт действуют температура, газы горения и давление. В процессе реакции в карбонатных коллек­торах образуется и соляная кислота.

Для обработки призабойной зоны пласта в зависимости от геолого-физической характеристики разработано несколько моде­лей аккумуляторов.

Скорость горения зависит от состава пороха, давления в сква­жине и начальной температуры заряда. При горении температура среды в скважине составляет 250—700 °С, а давление может кратковременно достигать 3,0—100,0 МПа. Процесс тепловыделе­ния носит импульсный характер и его перенос сопровождается движением нагретых жидких и газообразных компонентов горе­ния по макротрещинам в глубь продуктивного пласта. Одним из важных механизмов при горении пороха является то, что обра­зуется углекислый газ и хлористый водород, которые при нали­чии водной фазы в пласте образовывают солянокислотный рас­твор с концентрацией 5%. Соляная кислота вступает в реакцию с карбонатными коллекторами, растворяет их и образует допол­нительные трещины в пласте.

Термогазохимический способ добычи нефти применяют более чем на 30 месторождениях Башкирии с карбонатными и терригенными коллекторами, за счет которых добыто около 1 млн. т нефти. Способ оптимизирован, практически прошел промысловые испытания и может быть также рекомендован для других райо­нов Урало-Волжской нефтяной провинции.

В республике проводятся опытно-промышленные работы по разработке месторождений с применением теплоносителей и внутрипластовым горением.

На Ашитском участке Арланского месторождения осущест­влен эксперимент по нагнетанию в пласт горячей воды. Объектом для эксперимента был выбран пласт С-6 бобриковского гори­зонта терригенной толщи нижнего карбона на глубине 1250 м. Горячую воду нагнетали через одну скважину. Вокруг нее были расположены три добывающие скважины на расстоянии 90— 130 м, образуя треугольную площадь 2,1 га, и шесть добывающих скважин, находящихся на расстоянии 500 м. При темпе нагнета­ния воды 200 м³/сут с температурой 150 °С удалось прогреть пласт в радиусе 60 м до 60 °С. Нагнетание горячей воды оказало в основном существенное воздействие на участок, ограниченный первым рядом скважин. В результате дебит скважин этого ряда увеличился в 2 раза. После гидродинамического воздействия уве­личились дебиты нефти и в скважинах второго ряда. Дополни­тельно за счет теплового воздействия добыто 19 тыс. т нефти.

Промысловый эксперимент по нагнетанию пара в пласт про­веден и на Нагаевском опытном участке Арланского месторожде­ния в известняках каширо-подольского горизонта. Применение заводнения не дало обнадеживающих результатов. Нефтеотдача па естественном режиме, как показали расчеты, не превышает 10%. На участке было сформировано три элемента скважин с пятиточечной системой расстановки скважин. Расстояние от на­гнетательной до добывающих скважин составляет 100 м, толщина продуктивной пачки 32 м, проницаемость 0,4 мкм², глубина зале­гания 750—800 м.

За время опытно-промышленных работ в пласт было подано около 70 тыс. т теплоносителя при параметрах: давление 10,0 МПа; температура 270—300 °С. Дополнительно получено свыше 11 тыс. т нефти. Текущая нефтеотдача первого элемента скважин достигла 49 %. Результаты опытно-промышленных ра­бот на Ашитском и Нагаевском участках позволили запроектиро­вать процесс разработки центрального купола Воядинского ме­сторождения с применением высокотемпературной воды. В соот­ветствии с проектом дополнительная добыча нефти составит 850 тыс. т, а нефтеотдача достигнет 45% вместо 11,6% при за­воднении с применением холодной воды.

 

На Ашитском участке проводят также опытно-промышленные работы по внутрипластовому горению в условиях высокой об­водненности продукции (90—95%). Объектом выбран продук­тивный пласт С-6, представленный песчаником. На участке име­ются 2 нагнетательные, 10 добывающих и одна наблюдательная скважина. Толщина пласта при глубине его залегания 1500 м равна 12 м, проницаемость 1,5—1,8 мкм² и более, вязкость нефти 15—50 мПа-с, плотность нефти в пластовых условиях 870— 905 г/см³. Нефть терригенных отложений нижнего карбона отно­сится к типу тяжелых, высокосернистых, парафинистых. В поро­дах содержатся горючие вещества — пириты, уголь. Цель опытно-промышленных работ на Ашитском участке — изучение возмож­ности создания внутрипластового горения в глубокозалегающем высокообводненном пласте, содержащем нефть средней вязкости. Опытный участок выбран в районе действующих добывающих скважин (скв. 190, 215, 295, 116, 183, 228, 192). Здесь же пробу­рены воздухонагнетательная скв. 7610 и четыре добывающих (скв. 7606, 7607, 7608, 7609). На рис. 2.22 показана схема распо­ложения скважин опытного участка, а на рис. 2.23 — блок-диа­грамма пласта. Инициирование горения было начато в апреле 1979 г. при темпе нагнетания воздуха в начале 1983 г., равном 10 тыс. м³/сут, а к середине этого года оно было доведено до 45—50 тыс. м³/сут. Давление нагнетания воздуха 13,0—17,0 МПа. Для нагнетания воздуха использовали установку ОВГ-3.

Инициирование горения было осуществлено с помощью элек­тронагревателя. Через 5 мес. фронт горения достиг наблюдатель­ной скв. 192, находящейся на расстоянии 28 м от воздухонагнетательной. Наибольшая температура, зафиксированная прибо­-
рами, составила 200 ^СС, максимальная температура в районе наблюдательной скважины 375—400 °С. Анализы газообразных продуктов горения в добывающих скважинах показали, что объ­емная доля С0₂ стабилизировалась в пределах 8—9%, СО — до 1 %, кислорода до 1—2 %.

В результате происходящих в пласте процессов окисления и горения увеличились дебиты скважин и уменьшилась обводнен­ность продукции. Так, если суммарный дебит нефти по скважи­нам первого ряда до начала процесса составил 5,7 т/сут при об­водненности продукции 95%, то через год он возрос до 25— 30 т/сут, а обводненность продукции снизилась до 80—83%. В дальнейшем, примерно через 3 года, было отмечено положи­тельное влияние процесса и на скважины второго ряда. Скорость продвижения фронта горения равнялась 0,15 м/сут.

При опытно-промышленных работах были осложнения, кото­рые влияли на процесс эксплуатации добывающих скважин. С момента установления устойчивого горения в газообразных продуктах появились сернистые соединения (H ₂S)—до 4—5%. Это усиливало коррозионную активность среды и осложняло экс­плуатацию добывающих скважин.

Другими осложняющими факторами были образование стой­ких эмульсий и пескопроявление в добывающих скважинах.

В результате осуществления внутрипластового горения на опытном участке получено дополнительно к концу 1985 г. свыше 45 тыс. т нефти при воздухонефтяном отношении около 1500 м³/т.

 

 

Выводы

1. Опытно-промышленными работами на Арланском участке до­казана возможность осуществления внутрипластового горения в условиях истощенного и высокообводненного пласта, содержа­щего сернистую нефть повышенной вязкости.

2. Термогидродинамическими исследованиями установлено, что процессом внутрипластового горения охвачена наиболее про­мытая в результате заводнения нижняя часть пласта С-6. Это значит, что обеспечивается выработка оставшейся после заводне­ния неизвлеченной нефти.

3. Технологический эффект в результате внутрипластового горения выразился ростом дебитов нефти и снижением обвод­ненности продукции с 95 до 80 —85 %.

4. Эксплуатация добывающих скважин сопровождается выпа­дением асфальтосмолистых веществ и парафина, что осложняет работу скважинных насосов.

5. Добываемая продукция характеризуется повышением кис­лотности (рН до 1,8) и содержания окисленных продуктов, что интенсифицирует коррозию внутрискважинного оборудования. Применение ингибитора коррозии СК-378 в значительной мере снижает коррозию оборудования.

6. В целях улучшения работы добывающих скважин в резуль­тате выпадения асфальтосмолистых веществ и парафина необхо­димо практиковать тепловые обработки призабойных зон пласта.

В целях нейтрализации сернистых соединений и уменьше­ния их вредного влияния на оборудование и окружающую среду необходимо опробовать процесс внутрипластового горения с оторочкой сульфируемых реагентов (ВГсОСР), который прошел ус­пешные испытания в аналогичных условиях на месторождении Сураханы.

Проведенные работы по ВГ в условиях высокой обводненно­сти продукции имеют принципиальное значение не только для Арланского месторождения, но и для других обводненных неф­тяных залежей У рало-Волжской провинции.

 

Рис. 2.22. Схема расположения сква­жин на Ашитском опытном участке.

Скважины: 1 — воздухонагревательная; 2 — воздухонагнетательная: 3 — добывающая; 4 — наблюдательная; 5 — устье [26]

Рис. 2.23. Блок-диаграмма пласта Ашитского опытного участка Алан-ского месторождения: 1 — песчаники нефтеносные; 2 — песчаники нефтеносные глинистые; 3 — алевролито-глинистые породы; 4 — часть залежи, про­мытая пластовой водой; 5 — часть за­лежи, промытая закаченной водой; 6 — добывающая скважина: 7 — воздухонагнетательная скважина[26].

 

 

2.2.6. Реализация термических методов воздействия на месторождениях Каражанбас и Кенкияк Казахстана [60]

Месторождение Каражанбас

Структура представляет собой крупную брахиантиклинальную складку с углами падения пластов от 10 до 40°, вытянутую в субширотном направлении, имеющую размеры по кровле пласта А 30х60 км с амплитудой порядка 100 м.

Каражанбасская структура разбита на 7 блоков. Промыш­ленная нефтеносность установлена в нижнемеловых и средне-юрских отложениях (соответственно в пластах А, Б, В, Г, Д и Ю-1, ЮII). Залежи по типу относятся к пластовым сводо­вым тектонически нарушенным. Основные запасы нефти при­урочены к горизонтам Г и Ю-I, где эффективная нефтенасыщенная толщина достигает 20 м. Остальные пласты имеют сложное строение и преимущественно характеризуются не большими толщинами (2—8 м).

Нефтенасыщенные пласты залегают на небольших глуби­нах (300—500 м) и имеют высокие коллекторские свойства: проницаемость 0,350 мкм², пористость от 20 до 40%.

Не