CC BY
83■ НАШ САЙТ В ИНТЕРНЕТЕ: WWW.GAZOHIMIYA.RU
ТЕХНОЛОГИИ И
Расширение сырьевой базы нефтехимии: огневая технология добычи высоковязких нефтей и битумов
Е.В. КРЕЙНИН
ОАО «ГАЗПРОМ ПРОМГАЗ»
Высоковязкие нефти и природные битумы относят к нетрадиционным трудноизвлекаемым углеводородным источникам. При этом их переработка характеризуется особыми нефтехимическими параметрами и большим выходом тяжелых углеводородных фракций. Однако вовлечение высоковязких нефтей и природных битумов в топливно-энергетический баланс страны с учетом их колоссальных запасов остается пока приоритетной, но сложной инженерной задачей.
IGCF41
Высоковязкие нефти (ВВН) и природные битумы (ПБ) относят к нетрадиционным трудноизвлекаемым углеводородным источникам. При этом их переработка (по сравнению с легкими нефтями) характеризуется особыми нефтехимическими параметрами и большим выходом тяжелых углеводородных фракций. Однако вовлечение ВВН и ПБ в топливно-энергетический баланс страны с учетом их колоссальных запасов (мировые запасы оцениваются в 300350 млрд т) остается пока приоритетной, но сложной инженерной задачей.
При этом в традиционной технологии применяют тепловые методы воздействия на залежь нефти с помощью нагнетания в нее перегретого пара, горячей воды или продуктов горения, генерируемых на поверхности [1,2]. Для нагнетания внешнего теплоносителя ис-
пользовали вертикальные, а в последнее время - горизонтальные скважины.
Согласно данным ОАО «Татнефть», для извлечения 1 т высоковязкой нефти расходуется около 3 т пара, на генерирование которого сжигается около 350-400 м3 природного газа [3]. Энергозатратность этой тепловой технологии очевидна, поэтому и ее экономическая эффективность невысока. Нужны новые, более результативные технические решения.
Мы предлагаем одно из таких решений, заимствованное нами из отечественной технологии подземной газификации углей [4]. Физическая сущность предлагаемого метода заключается в сжигании части тяжелой нефти на месте ее залегания и использовании полученных горячих дымовых газов для прогрева всей залежи.
Согласно известным экспериментальным данным, полулогарифмиче-
ская зависимость вязкости нефти от температуры ее нагрева представляется линейной [1].
При этом вязкость нефти по мере нагрева снижается тем быстрее, чем больше ее исходная величина (рис. 1).
Таким образом, интенсивная добыча тяжелых нефтей требует активного подвода в ее залежь высокотемпературного теплоносителя. Эта задача с успехом может быть реализована путем сжигания части нефти непосредственно на месте ее естественного залегания и использования образовавшихся горячих продуктов горения (СО2, Н2О и N2) для нагрева залежи.
На рис. 2 показан вариант такого термического воздействия. Модуль включает соединенные между собой вертикально-горизонтальную и вертикальную скважины (рис. 2 а). В забое вертикальной скважины воспламеняют нефть, а при нагнетании воздуха в
ГАЗОХИМИЯ 49
И ТЕХНОЛОГИИ
[УрйГГ
Зависимость кинематической вязкости нефти от температуры ее нагрева
80 120 160 200 240 280 320 360 400 440 480 520
Температура, F
вертикально-горизонтальную скважину очаг горения перемещается по горизонтальному буровому каналу навстречу потоку воздушного дутья. В результате такого противоточного перемещения очага горения осуществляется термическая проработка бурового канала и резко возрастает его дренирующая способность.
Для теплового воздействия на всю залежь высоковязкой нефти бурят серию параллельных горизонтальных буровых каналов. Затем каждый из них термически прорабатывают по технологии, представленной на рис. 2а.
Принципиальная схема предлагаемой технологии термического воздействия на углеводородную залежь показана на рис. 2б. Часть модулей эксплуатируется в режиме нагнетания воздуха и разогрева массива, а другая часть модулей - в добычном режиме нефти заметно пониженной вязкости.
Обе стадии новой термической технологии могут быть оптимизированы по основным параметрам разогрева залежи тяжелой нефти: количество нагнетаемого воздуха на горение углеводородного сырья, глубина и скорость прогрева залежи. Разработанная математическая модель позволяет осуществить такую оптимизацию [2, 4].
Теплофизические особенности процесса термической добычи нефти согласно схеме на рис. 2б достаточно показательно иллюстрируются на рис. 3.
От нагнетательного модуля 1 до фронта горения простирается выжженная зона 3, в которой нагнетаемый
.1
Рис. 2а
Принципиальная схема модуля нового термического метода извлечения углеводородного сырья:
1 - углеводородный пласт; 2 - вертикальногоризонтальная скважина; 3 - горизонтальный буровой канал; 4 - вертикальная скважина
,1
Рис. 2б
Принципиальная схема новой технологии термического воздействия на углеводородную залежь:
1 - нагнетательные модули;
2 - добычные модули
Воздух
2|
Продукты сгорания 4
1
50 ГАЗОХИМИЯ
■ НАШ САЙТ В ИНТЕРНЕТЕ: WWW.GAZOHIMIYA.RU
ТЕХНОЛОГИИ И
л
Рис. 3
Схема теплового воздействия на пласт вязкой нефти:
1 - нагнетательный модуль, 2 - добычный модуль, 3 - выжженная зона, 4 - фронт горения, 5 - зона пара, 6 - горячая вода и легкие углеводороды, 7 - вал нефти, 8 - нефтеносный пласт
воздух нагревается перед поступлением в узкую зону горения 4. Температура в зоне горения превышает 800 °С, что обусловливает испарение воды и легких нефтяных фракций. В зоне испарения 5 температура резко снижается, конденсирующиеся горячая вода и легкие углеводороды увлекаются воздушным потоком, а в зоне испарения остаются только тяжелые углеводороды.
Вода и легкие углеводороды (6) движутся по пласту и, подобно поршню, гонят перед собой вал нефти (7), поступающей в добычный (эксплуатационный) модуль (2).
Т, °С
L, м
.1
Рис. 4
Изменение температуры газового теплоносителя (сплошные кривые) и стенки канала (штриховые кривые) вдоль его длины
Т, °С
Количественная оценка
С учетом теплофизических особенностей теплового воздействия на нефтяной пласт предлагаемая огневая технология включает три этапа:
1) огневая подготовка горизонтальных буровых каналов путем противоточного перемещения очага горения (см. рис. 2а);
2) проточная схема теплового воздействия на нефтеносный пласт;
3) фильтрационно-нагнетательный прогрев нефтеносного пласта (см. рис. 2б).
Все три этапа подтверждены количественными решениями и могут надежно диагностироваться [5].
Первый этап во многом решается экспериментально, осуществляется, как правило, на ограниченном расходе воздушного дутья (300-500 м3/ч) и обусловлен скоростью прогрева нефтяного пласта в буровом канале до температуры воспламенения углеводородного сырья перед перемещающимся очагом горения. Ожидаемая скорость противоточного перемещения очага горения вдоль горизонтального бурового канала (см. рис. 2а) -0,6-1,0 м/ч.
ГАЗОХИМИЯ 51
И ТЕХНОЛОГИИ
.1
Рис. 5
Изменение температуры газового теплоносителя (сплошные кривые) и стенки канала (штриховые кривые) на расстоянии 200 м во времени. Температура газового потока, °С: 1 - 400; 2 - 600; 3 - 800
Т, °С
Второй этап огневой технологии заключается в прогреве нефтеносного пласта потоком высокотемпературного газового потока. Рабочий процесс определяется, с одной стороны, теплопроводностью, за счет которой осуществляется прогрев пласта в радиальном направлении, и, с другой стороны, конвекцией в газовом потоке вдоль бурового канала.
Ниже анализируются результаты вычислительного процесса, в котором, в частности, плотность пород пласта принималась равной 2800 кг/м3, теплоемкость - 0,836 кДж/кг-К, теплопроводность - 0,00348 кВт/м-К. Температура в пласте углеводородного сырья равна 100 °С. Радиус канала принимался равным 0,1 м, а давление в нем - 5000 кПа.
.1
Рис. 6
Распространение изотермы прогрева пласта во времени. Расход теплоносителя, нм3/ч: 1 - 1000;2 - 3000; 3 - 5000;
4 - 10 000
гп м
На рис. 4 приведены расчетные кривые изменения температуры газового потока и стенки канала вдоль его оси через месяц после начала прогрева (термической обработки). Кривые получены для расхода газового потока 3500 нм3/ч и его температуры на входе 400, 600 и 800 °С.
Согласно этим кривым стенки канала достаточно быстро прогреваются до температуры, близкой к температуре газового потока в данном сечении. Характерной особенностью конвективного теплообмена в термически прорабатываемом буровом канале является достаточно быстрое падение температуры в канале. Уже на расстоянии 500-600 м она приближается к температуре пласта.
.1
Рис. 7
Влияние газопроницаемости пласта на установившееся давление нагнетания теплоносителя.
Расход теплоносителя, нм3/ч: 1 - 5000; 2 - 10 000
р, МПа
Таким образом, протяженные буровые каналы необходимо прорабатывать при более высоком температурном уровне газового потока (1000 и 1200 °С) и максимально возможном (более 10 000 нм3/ч) расходе газового теплоносителя.
Прогрев прорабатываемого бурового канала во времени показан на рис. 5. В качестве примера взято сечение, удаленное на расстояние 200 м от ввода газового теплоносителя в канал.
Как видно из расчетных данных, наиболее быстрый рост температуры характерен для первых 10-15 дней. После 30-40 суток подачи теплоносителя прогрев канала минимален. Отсюда достаточно важная технологическая рекомендация - термическую проработку канала в пласте углеводородного сырья следует производить в течение не более 40 сут.
Таким образом, при проточной схеме термической проработки канала прогрев пласта незначителен (макс. на 5-10 м), что обусловлено низкой его теплопроводностью и преобладанием конвективного теплообмена вдоль канала. Однако при температуре теплоносителя 800 °С и выше уже через месяц прогрев на 200-300 °С распространяется на глубину 2-3 м, чего, на наш взгляд, достаточно (после охлаждения) для интенсивного трещинообразования на стенках прорабатываемого канала.
Третий этап огневой технологии рассматривает прогрев пласта как задачу неизотермической фильтрации газового теплоносителя при постоянных массовом расходе и температуре.
52 ГАЗОХИМИЯ
■ НАШ САЙТ В ИНТЕРНЕТЕ: WWW.GAZOHIMIYA.RU
ТЕХНОЛОГИИ
Теплофизические особенности этого процесса могут быть описаны системой уравнений неразрывности, линейной фильтрации (закон Дарси), энергетического баланса и состояния идеального газа.
На рис. 6 приведены результаты расчета распространения изотермы (Тн - температура нагнетаемого газа) в пласте (пористость m = 0,1) при различных расходах теплоносителя.
Согласно этим данным, глубина прогрева пласта вокруг канала длиной 140 м весьма ограниченна. Даже через год радиус изотермы (Тн) не превышает 5-10 м. Наиболее эффективным средством интенсификации прогрева пласта является повышенный расход теплоносителя. Влияние его температурного уровня становится ощутимым лишь при температуре 1000 °С и более, при которой появляется лучистая составляющая в теплопередаче.
Наибольший интерес представляет величина требуемого давления нагнетания теплоносителя в канал, так как энергетическая эффективность термического (фильтрационнонагнетательного) воздействия на пласт углеводородного сырья во многом определяется именно этим параметром.
На рис. 7 представлены зависимости давления нагнетания теплоносителя через один год после начала термического воздействия для различных значений коэффициента газопроницаемости (при пористости m = 0,1).
Из этих данных следует, что на пластах с величиной к < 0,1 дарси требуемое давление нагнетания заметно возрастает по сравнению с пластовым давлением. При к = 0,001 дарси требуемое давление возрастает в 2,5-3,5 раза. При к > 0,1 дарси давление нагнетания практически соответствует пластовому давлению и энергетические затраты на сжатие теплоносителя минимальны. Поэтому термическое воздействие на пласты углеводородного сырья энергетически целесообразно только для высокопроницаемых залежей.
Характерно, что уже через месяц после начала нагнетания теплоносителя давление повышается практически до постоянной величины. При проницаемости к = 0,001 дарси - до 13,0-17,0 МПа и к = 0,1 дарси - до 5,1-5,3 МПа.
Повышение нефтеотдачи пластов успешно достигается применением тепловых методов: нагнетанием водяного пара, горячей воды и других теплоносителей. Значимость особенно характерна для высоковязких нефтей и природных битумов.
Рассмотренная выше новая огневая термическая технология воздействия на нефтеносные пласты вполне управляема и, в отличие от ранее применяемого метода внутрипластового очага горения (ВДОГ), безопасна.
Активное внедрение горизонтального бурения в практику добычи углеводородного сырья является надежным фундаментом для эффективного использования горизонтальных буровых каналов в новой технологии термического воздействия через них на углеводородсодержащие пласты.
Разработаны инженерные основы реализации этой технологии для нефтеносных и угольных пластов.
Созданы математический инструментарий и его программное обеспечение для расчета и выявления теплофизических особенностей проточной термической подготовки горизонтальных буровых каналов и фильтрационно-нагнетательного процесса термической разработки залежи через них.
Проведенные расчеты позволяют выявить оптимальные сферы применения новой технологии и основные ее физико-технические параметры.
В ближайшее время предстоит реализация новой технологии на различных углеводородсодержащих пластах. ш
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1988. - 422 с.
2. Крейнин Е.В. Нетрадиционные термические технологии добычи трудноизвлекаемых топлив: уголь, углеводородное сырье. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004.- С. 252-282.
3. Хисамов Р.С. Как достать тяжелую нефть // Газовая промышленность,
2011. - № 5. - С. 80-81.
4. Крейнин Е.В. Новая термическая технология добычи вязких нефтей // Нефтяное хозяйство, 2008. - № 2. - С. 73-75.
5. Крейнин Е.В., Шифрин Е.И. Физико-технические особенности термического воздействия на пласт углеводородного сырья через горизонтальные скважины // Наука и технология углеводородов, 1999. № 4. - С. 3-12.
ГАЗОХИМИЯ 53
