Возникновение фронта горения в пласте

Затраты энергии, связанные с созданием фронта горения, могут быть довольно значительными. Поэтому важно как можно раньше определить момент воспламенения нефти в пласте.

Время, в течение которого может воспламениться пласт и будет создан фронт горения, зависит от характеристики пласта, физико-химических свойств пластовой нефти, способа зажигания, конструкции и мощности глубинного нагревателя, устройства забоя зажигательной скважины и др.

О возникновении фронта горения при самопроизвольном возгорании пластовой нефти можно судить по изменению температуры. Для этого в зажигательной (нагнетательной) скважине устанавливают термопару или какое-либо другое термочувствительное устройство. Для получения более точного показателя на время замера прекращают нагнетание окислителя (воздуха) в пласт, чтобы уменьшить охлаждение термочувствительного устройства.

Момент возникновения фронта горения можно определить по анализу газов, отбираемых из эксплуатационных скважин. В большинстве случаев газ прорывается в эксплуатационные скважины и обнаруживается уже вскоре после начала нагнетания в пласт окислителя. Вначале выходящие газы характеризуются высоким содержанием углеводородов, а затем начинают появляться углекислота, окись углерода и кислород. Уменьшение содержания кислорода в газе обычно означает возникновение фронта горения.

У пластовых нефтей, хорошо реагирующих с кислородом воздуха, самовоспламенение может произойти настолько рано, что кислород в добываемом газе будет отсутствовать вообще или его содержание будет весьма незначительным.

При использовании в качестве окислителя воздуха концентрация CO2 и СО в выходящих газах 1964, с. 12. составляет соответственно 8−16% и 1−4%.

Однако следует учитывать, что углекислый газ СО2 легко растворяется в нефти и воде и порою может вообще не обнаруживаться в выходящих газах в течение некоторого времени.

Окись углерода СО менее растворима и хотя ее концентрация ниже, именно по появлению окиси углерода в отходящем газе можно определить момент возгорания пласта.

При создании фронта горения нагревателями момент возникновения горения также определяется по температурным замерам и по данным анализа отходящих газов.

Состав газов при создании фронта горения при самопроизвольном возгорании нефти и при инициировании горения с вводом тепла одинаков. Однако в выходящих газах до начала возникновения фронта горения может содержаться больше кислорода.

Иногда создание фронта горения устанавливают по характеру изменения приемистости скважины по воздуху с помощью так называемого «жидкостного» блокирования.

На рис. 9 показано изменение темпа нагнетания воздуха и приемистости скважины в период создания фронта горения нефтеносного пласта. Как показали промысловые опыты, вначале при зажигании пласта скорость вытеснения нефти из призабойной зоны нагнетательной скважины и приемистость скважины по воздуху быстро возрастают. Но вскоре приемистость резко снижается. Это можно объяснить созданием перед потоком «жидкостного барьера», который снижает фазовую проницаемость для воздуха в зоне перед фронтом горения.

В дальнейшем, по мере перемещения фронта горения, приемистость пласта по воздуху может вновь возрасти либо стабилизироваться.

Момент воспламенения нефти можно определить и по каротажным диаграммам. На рис. 10 показаны кривые, снятые при термокаротаже. Кривая 1 соответствует положению нагревателя а. Очевидно, что горение началось в верхней части продуктивной зоны (около 2,4 м.). Ниже 3,4 м. от кровли пласта, очевидно, поступало небольшое количество воздуха (либо он вообще не поступал).

После проведения контрольных работ по очистке призабойной зоны от жидкости провели повторный термокаротаж (кривая 2) при положении нагревателя б. Очевидно, в этом случае зажигание произошло успешно.

На рис. 11 показаны температурные кривые, снятые при зажигании пласта газовыми горелками. Контрольная температура воспламенения пластовой нефти 250 °C. Активное горение, очевидно, происходит на глубине 6,7 м. от кровли пласта. Однако вполне возможно, что горение нефти происходило только в стволе скважины.

На контрольной температурной кривой 2, снятой через несколько часов после первого замера (кривая 1), зафиксирована остаточная пика, подтверждающая внутрипластовое горение, несмотря на то, что между двумя температурными замерами скважина охлаждалась.

Таким образом, замер температур и контроль анализов добываемых продуктов горения при правильной их интерпретации — надежное средство для возгорания нефти в пласте.