ИЗУЧЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ С ПОМОЩЬЮ МЕТОДА ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ

Метод внутрипластового горения (ВГ) начал применяться в СССР и за рубежом с середины XX века. В основном он применяется для добычи нефти, обладающей высокой вязкостью(СВН). ВГ представляет собой физико-химический окислительный процесс, при котором происходят химические превращения веществ в продуктивном пласте. При этом выделяется значительное количество тепла, которое идет на разогрев СВН и образование продуктов реакции, например, кокса[1, 2,3].

Процесс ВГ условно состоит из двух стадий: физической и химической.

Физическая стадия представляет собой смешение топлива с окислителем и нагрев горючей смеси в продуктивном пласте.

Химическая стадия представляет собой реакцию горения, которая протекает в продуктивном пласте по формуле:

СНn + О2 → СО2 + СО + Н2О,                                                                      (1)

где СНn – коксообразный остаток, образующийся при разложении нефти.

В результате ВГ возможно увеличение КИН. При частичном горении тяжелых фракций СВН в продуктивном пласте образуется энергия, которая позволяет увеличить дебит нефти добывающих скважин. По результатам лабораторных исследований и ОПР, в процессе ВГ сжигается до 15 % СВН в пласте от геологических запасов месторождений. При использовании ВГ в продуктивном пласте возникает экзотермическая окислительно -восстановительная реакция вещества с окислителем [1].

Для того чтобы в нефтеносном пласте протекала реакция, необходимо провести нагревание СВН. Интенсивные экзотермические реакции в продуктивном пласте происходят в узкой зоне, которая называется фронтом горения. Для того чтобы процесс ВГ не затухал, в горной породе разрабатываемого коллектора должно отложиться минимальное количество топлива (углеродистого остатка тяжелых фракций нефти).

Для простейшего варианта разработки методом ВГ необходимы две пробуренные скважины, одна будет нагнетать рабочие агенты, а вторая производить отбор добываемой нефти из продуктивного пласта.

Для анализа эффективности применения метода ВГ на залежах СВН Республики Татарстана рассматривалось несколько вариантов расстановки скважин в продуктивном пласте c применением горизонтальных и вертикальных скважин.

1. Применение вертикальных скважин с закачкой газа в одну вертикальную скважину и отбором разжиженной СВН на некотором расстоянии из другой вертикальной скважины (рисунок 1, а).

2. Применение инициирования ВГ в пласте по технологии THAI с учетом вертикальной нагнетательной и горизонтальной добывающей скважин, располагающихся на некотором расстоянии друг от друга. В вертикальную нагнетательную скважину закачивают газ, а из добывающей горизонтальной скважины производят отбор разжиженного пластового флюида (рисунок 1, б).

3. Применение способа разработки залежи углеводородных флюидов [2] с использованием двухустьевых парных горизонтальных скважин, расположенных друг над другом. В верхнюю нагнетательную скважину закачивают газ, а из нижней скважины производят отбор пластового флюида и газов (рисунок 1, в).

4. Применение способа разработки залежи углеводородных флюидов [2] с использованием двухустьевых горизонтальных скважин, расположенных на одном уровне по горизонтали. В центральную горизонтальную скважину нагнетают газ, а из соседних производят отбор пластового флюида

(рисунок 1, г).

5. Применение способа разработки залежи природных сверхвязких углеводородных флюидов [2] с использованием двухустьевой горизонтальной скважины и вертикальных скважин. В вертикальные нагнетательные скважины нагнетают газ и производят отбор из горизонтальной добывающей скважины. Из вертикальных скважин, находящихся на периферии участка, производят отбор газа (рисунок 1, д.).

Рисунок 1. Расстановка скважин для вариантов 1 (а), 2 (б), 3 (в), 4 (г) и 5 (д)

Рассматриваемые варианты предполагают создание внутрипластового очага горения методом возгорания с помощью электронагревателя, расположенного в нагнетательной скважине.

Температура закачиваемого воздуха составляла 8 ^оС. Объем нагнетаемого воздуха – 4000 м³/сут. В добывающей скважине установлено ограничение по температуре отбираемой жидкости.

По результатам термодинамических расчетов наиболее выгодным признан вариант 2 (таблица 1), который позволяет достичь наибольшей накопленной добычи за весь период разработки скважин.

Таблица 1

Показатели расчетных вариантов разработки 1–5

Основная выработка продуктивного пласта происходит в первые 5 лет. Наименьший показатель накопленной добычи характерен для первого варианта разработки с применением вертикальных скважин. Перспективы применения метода ВГ на залежах СВН Республики Татарстан с использованием горизонтальных скважин довольно высоки.

Применение горизонтальных скважин в условиях разработки месторождений СВН с помощью метода внутрипластового горения позволяет увеличить накопленную добычу СВН более чем в два раза и снизить объема попутно отбираемого газа на 24 % по сравнению с использованием вертикальных скважин.

Список литературы:

1. Хафизов Р.И., Низаев Р.Х., Бурханов Р.Н. Развитие тепловых методов разработки на месторождениях высоковязкой нефти Татарстана // Вестник ЦКР Роснедра. 2015. No 3. С. 60–64.
2. Хафизов Р.И. Совершенствование технологии добычи трудноизвлекаемых запасов нефти на базе геолого-фильтрационного моделирования. Уфа: РИЦ БашГУ, 2014. 179 с.
3. Ибатуллин Р.Р., Амерханов М.И., Ибрагимов Н.Г., Хисамов Р.С., Фролов А.И. Развитие технологии парогравитационного воздействия на пласт на примере залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2007. No 7. С. 40–42.