Геологические процессы и документы

В последнее время  созданы новые нагреватели (рис. 3.15), так называемого погружного типа. В них смесь газа с воздухом горит непосредственно в воде. Нагреватель устанавливается перед КНС. В нем осуществляется контактный нагрев морской воды, подаваемой центробежным насосом. Образующийся в нагревателе шлам периодически удаляют из котла продувкой. Нерастворимые газообразные продукты горения отделяются в специальном сепараторе и сбрасываются в атмосферу или используются для предварительного подогрева холодной воды. К. п. д. погружных нагревателей достигает 0,92 - 0,95. В подогревателе поддерживается небольшое давление, создаваемое насосом, для транспортировки воды и недопущения ее вскипания. Воздух и газ в горелки подается в необходимой пропорции и количествах, зависящих от расхода воды и установленного режима работы.

Рис. 3.15. Принципиальная схема нагревателя воды погружного типа.

1 - насос для подачи  воды; 2 - нагреватель; 3 - пламя горелки; 4 - подача воздуха

для горения; 5 - подача газа; 6 - выброс шлама; 7 - сепаратор для  отделения газов;

8 - сброс газов; 9 - горячая  вода к насосам высокого давления

 

Насосы, нагреватель и  сепаратор снабжены соответствующей  автоматикой, регулирующей параметры  работы отдельных узлов установки  и обеспечивающей необходимые соотношения  между температурой, давлением, расходами  воды, газа и воздуха. Преимущество таких нагревателей состоит в том, что они не требуют предварительной обработки питаемой воды. Температура получаемой воды не превышает 100 ˚С. В погружных водоподогревательных аппаратах вода обогащается углекислым газом и кислородом, содержание которых колеблется от 30 до 70 мг/л в зависимости от температуры и давления в аппаратах. Это вызывает активную коррозию технологических трубопроводов, насосных агрегатов и запорной арматуры. Для получения воды с более высокой температурой существуют специальные двухконтурные установки производительностью до 600 м³/ч.

При нагреве воды до температуры 150 - 200 °С используются водогрейные  теплофикационные котлы.

При закачке горячей  воды, особенно при высоких устьевых температурах, трубы, через которые  ведется закачка, и все системы горячего водоснабжения испытывают значительные температурные деформации, так как при эксплуатации системы неизбежны остановки и охлаждения. Если в поверхностных горячих водоводах вопрос о компенсации температурных деформаций решается сравнительно просто, то в нагнетательных скважинах при закачке горячей воды по НКТ, башмак которых снабжен пакером и зафиксирован якорем, положение осложняется. В таких условиях аппаратура должна обеспечивать не только нужную прочность сооружения, так как вода закачивается при давлениях до 20 МПа и температурах до 200 °С, но и возможность относительного перемещения НКТ в устьевом сальнике. Соединение арматуры с водоводом делается шарнирным (рис. 3.16).

Техническая характеристика арматуры АП60-150
Давление, МПа:
пробное	30
рабочее	20
Максимальная температура, °С	320
Максимальное температурное  удлинение НКТ, мм	500
Диаметр проходного сечения, мм	60

 

Арматура АП60-150 комплектуется  термостойким лубрикатором для спуска в скважину глубинных приборов и специальной колонной головкой.

Рис. 3.16. Шарнирная арматура устья нагнетательной скважины для  закачки

горячего теплоносителя:  1 - центральная задвижка; 2 - сальниковая  труба колонны  НКТ;

3 - термостойкий сальник; 4 - корпус сальника; 5 - задвижка межтрубного пространства

 

При закачке теплоносителя  в пласт, особенно такого как пар, башмак НКТ герметизируется специальным  термостойким пакером для предотвращения попадания в затрубное пространство скважины закачиваемого пара или  воды, что снижает теплопотери в стволе скважины.

Закачка пара в пласты используется в несколько больших  масштабах, чем закачка горячей  воды. Применяется как непрерывная  закачка пара через систему нагнетательных скважин, так и циклическая в  добывающие скважины для прогрева призабойной зоны и последующего перевода скважины на режим отбора жидкости. Для закачки пара используются передвижные и стационарные парогенераторные и котельные установки.

 На каждой установке  предусмотрены системы подготовки  и подачи топлива (газ, нефть)  и воздуха, а также необходимая автоматика и контрольно-измерительная аппаратура для автоматического или полуавтоматического регулирования подготовки пара. К обязательным элементам процесса подготовки пара в парогенераторной установке относятся:

1. Предварительная фильтрация питательной воды через осветлительный фильтр для удаления механических примесей.

2. Фильтрация питательной  воды через натрий-катионитовые  фильтры для умягчения воды, т.  е. для удаления из нее солей  жесткости. При снижении смягчающей  способности катионитов последнюю восстанавливают пропусканием через катионат раствора поваренной соли.

3. Деаэрация для удаления  из воды агрессивных газов  и кислорода. Деаэрация может  быть горячей и холодной, высокого  и низкого давления. Для связывания  остаточного кислорода в воду вводят химические реагенты (гидрозингидрат или гидрозинсульфат).

4. Подача подготовленной  воды насосом высокого давления  в прямоточный паровой котел  для генерации пара нужной  температуры и давления обычно  с сухостью около 80 %. Это позволяет  снизить требования к процессу смягчения воды, так как оставшиеся растворенные соли удерживаются в капельной влаге котловой воды и уносятся вместе с паром.

В настоящее время  применяются отечественные передвижные  парогенераторные установки ППГУ-4/120 и ППГУ-4/120М, а также японские «Такума» и KSK. Установки состоят из двух блоков: парогенераторного и водоподготовки, работа которых полностью автоматизирована .

При непрерывной закачке  телоносителя, даже такого как вода, пласт прогревается медленно. За год  прогретая зона составляет несколько десятков метров, причем основное количество вносимой теплоты локализуется не перед областью вытеснения, а позади ее. При непрерывной закачке пара, на генерацию которого расходуется больше топлива, чем на подогрев воды, и массовое теплосодержание которого больше, чем у воды, зона прогрева будет несколько больше.

Таким образом, закачка  теплоносителя может быть эффективной  при малых глубинах залегания  пластов (сотни метров) и незначительных расстояниях между нагнетательными  и добывающими скважинами (десятки метров). В связи с этим циклическая закачка пара в добывающие скважины для очистки призабойной зоны, расплавления в ней смол и парафинов с последующим переводом таких скважин на режим отбора нашла более широкое распространение.

3.11. Внутрипластовое  горение

Создание подвижного фронта  горения непосредственно  в пласте сокращает потери теплоты  и поднимает эффективность теплового  воздействия. В пористой среде, насыщенной частично коксоподобными остатками  нефти, возможно непрерывное горение при подаче в пласт воздуха в необходимых количествах.

В результате горения  в пласте происходит термическая  перегонка нефти и унос продуктов  разложения в зону перед фронтом  горения. Коксоподобные остатки  термической перегонки нефти  в пористой среде и являются топливом, которое поддерживает очаг горения. Зона горения перемещается от стенок нагнетательной скважины в радиальном направлении. Образующиеся горячие газы проталкивают нефть и воду к добывающим скважинам. В результате создания теплового фронта, температура которого достигает 450 - 500 °С, происходит следующее.

1. Переход в газовую фазу некоторых (наиболее легких) компонентов нефти, насыщающей породу перед фронтом горения.
2. Расщепление (крекинг) некоторых углеводородов, составляющих нефть.
3. Горение коксоподобного остатка, образовавшегося в результате крекинг-процесса.
4. Плавление парафинов и асфальтенов в порах породы.
5. Переход в паровую фазу пластовой воды, находящейся перед фронтом.
6. Уменьшение вязкости нефти перед фронтом в результате ее нагревания и смешивания с легкими фракциями нефти, переносимыми потоком газов от фронта горения.
7. Конденсация продуктов перегонки нефти и образование подвижной зоны повышенной нефтенасыщенности перед фронтом горения по мере снижения температур.

Образование сухой выгоревшей массы пористой породы часто с разрушенными связями между твердыми частицами вследствие термического воздействия за фронтом горения.

При внутрипластовом  горении в пласте формируется  несколько зон (рис. 3.17).

Рис. 3.17. Схема внутрипластового горения: 1 - нагнетательная скважина (воздух);

2 - добывающая скважина; 3 - распределение нефтенасыщенности;

4 - распределение водонасыщенности; 5 - распределение температуры

 

I. Выгоревшая зона  со следами несгоревшей нефти  или кокса, в которой закачанный  воздух нагревается теплотой, оставшейся в этой зоне после прохождения фронта горения.

II. Зона горения, в  которой максимальная температура  достигает 300 - 500 °С. Теплота в  этой зоне передается главным  образом за счет конвекции.

III. Зона испарения,  в которой происходит разгонка нефти на фракции и крекинг остаточной нефти в результате ее нагрева горячими газами, поступающими из зоны горения. Пластовая и связанная воды в этой зоне превращаются в пар сухой или влажный в зависимости от температуры и давления в пласте.

IV. Зона конденсации,  в которой происходит конденсация  углеводородов и паров воды  вследствие понижения температуры.  Нефть и вода проталкиваются  к добывающим скважинам несконденсировавшимися  газами и газами, образовавшимися  в результате горения, такими  как С0₂, СО и N₂.

V. Зона увеличенной  водонасыщенности, содержащая все  три компонента  -  нефть, воду  и газы.

VI. Зона увеличенной  нефтенасыщенности, образующаяся  в результате перемещения нефти  из предыдущих зон и содержащая  маловязкую нефть вследствие  обогащения ее легкими фракциями углеводородов. Температура в этой зоне близка к первоначальной.

VII. Невозмущенная зона, в которой пластовая температура  практически остается первоначальной, а поэтому и вязкость вытесняемой  нефти низкой.

Термодинамический и  гидродинамический расчеты процесса внутрипластового горения представляют сложную задачу, но в специальной литературе имеются приближенные методы расчета параметров процесса. Горение в пласте происходит в результате выгорания коксоподобного остатка, крекинга и разгонки нефти, на что расходуется от 5 до 15% запасов пластовой нефти. Это количество зависит от пластовых параметров, химического состава нефти и других факторов. Экспериментально определяется количество коксового остатка на единицу объема пласта. Затем расчетным путем или также экспериментально определяется количество окислителя (воздуха), необходимого для сжигания единицы массы коксового остатка. Причем считается, что не весь кислород воздуха используется на процесс, а только часть. Это учитывают введением коэффициента использования воздуха, равного 0,8 - 0,9. По мере расширения фронта горения в пласте количество нагнетаемого воздуха соответственно должно увеличиваться.

Горение коксоподобного остатка нефти происходит при  температуре около 375 "С. Для поддержания такой температуры, а следовательно, непрерывного горения необходимо сжечь от 20 до 40 кг кокса на 1 м³ породы. Такое количество кокса могут дать только тяжелые нефти с относительной плотностью выше 0,870. Легкие нефти не дают нужного для процесса количества коксоподобного остатка. С другой стороны, очень тяжелые нефти, с относительной плотностью свыше 1, также приводят к неэффективности процесса, поскольку в этом случае содержание кокса в нефти чрезмерно велико и объем вытесняемой нефти может оказаться незначительным.

Для сжигания 1 кг кокса  требуется примерно 11,3 м³ воздуха при 100%-ном использовании кислорода воздуха. Однако для расчетов принимают коэффициент использования от 70 до 90 %. Таким образом, для обеспечения процесса горения на 1 м³ породы, содержащей от 20 до 40 кг кокса, потребуется примерно от 325 до 500 м³ воздуха.

Воспламенение кокса  в пласте происходит либо принудительно, либо самопроизвольно. Так, например, на залежи нефти Павлова Гора на одном  участке фронт горения был  создан самопроизвольно после прокачки около 600 тыс. м^ воздуха в течение 66 сут (около 4-х месяцев с учетом перерывов). Для ускорения процесса на другом участке инициирование горения в пласте было осуществлено с помощью забойной газовой горелки в течение 54 ч. За это время на забое было введено около 25 млн. кДж теплоты. Для розжига пласта используются также забойные электронагреватели и зажигательные химические смеси. Дальнейшее поддержание горения осуществляется закачкой необходимого количества окислителя - воздуха.

Различают прямоточный  процесс внутрипластового горения  и противоточный. При прямоточном  процессе очаг горения перемещается по пласту в направлении нагнетаемого воздуха, т.е. от нагнетательной скважины к окружающим эксплуатационным. В  этом случае пласт разжигается со стороны нагнетательной скважины. Считается, что прямоточный процесс горения эффективен при сравнительно легких нефтях. Нефть вытесняется по всему пласту впереди фронта горения при температурах, близких к пластовой, что является недостатком. При противоточном процессе очаг горения перемещается по пласту в направлении, противоположном нагнетаемому воздуху, т. е. От эксплуатационных скважин к нагнетательной. В этом случае нефть разжигается на забоях эксплуатационных скважин при последующей подаче окислителя через центральную нагнетательную скважину. При этом прогретая зона остается не за (фронтом горения, как при прямоточном процессе, а перед ним, что способствует более эффективному вытеснению нефти.