В настоящее время наиболее изучен и широко применяется на нефтяных месторождениях прямоточный процесс внутрипластового горения без ввода в пласт дополнительного топлива.
Прямоточный процесс внутрипластового горения, как и любая его 
разновидность, начинается с создания в призабойной зоне пласта нагнетательных скважин фронта горения. После того, как процесс горения стабилизировался, в пласте по направлению от нагнетательной скважины к добывающим можно выделить несколько характерных зон.
Между забоем нагнетательной скважины и фронтом горения размещается выжженная зона. При нормальном течении процесса в ней остается сухая, свободная от каких-либо примесей порода пласта. У кровли и подошвы пласта в данной зоне после прохождения фронта горения может оставаться нефтенасыщенность, так как в связи с потерями тепла в кровлю и подошву температура в этих частях может оказаться недостаточной для воспламенения топлива. Лабораторными и промысловыми наблюдениями установлено, что зона фронта горения имеет сравнительно малые поперечные размеры и не доходит до кровли и подошвы пласта. Непосредственно перед фронтом горения в поровом пространстве породы движется зона коксообразования и испарения сравнительно легких фракций нефти и связанной воды. Нагрев этой области пласта осуществляется за счет теплопроводности и конвективного переноса тепла парами воды, нефти и газообразными продуктами горения. Температура в этой зоне падает от температуры горения до температуры кипения воды (в смеси с нефтью) при пластовом давлении.
Рис. 8.8. Изменение температуры по стволу скважины:
1 - при отсутствии закачки; 2 - при закачке горячей воды; 3 - при закачке холодной воды.
|
|
Перед зоной испарения движется зона конденсации паров воды и нефти. Температура зоны равна температуре кипения смеси воды и нефти. Впереди этой зоны движется зона жидкого горячего конденсата нефти и воды. Температура в зоне снижается от температуры конденсации до пластовой. Впереди зоны конденсата нефти и воды может образоваться «нефтяной вал» (зона повышенной нефтенасыщенности) при температуре, равной пластовой.
Последняя зона - зона нефти с начальной нефтенасыщенностью и пластовой температурой, через которую фильтруются оставшиеся газообразные продукты горения.
Условие функционирования прямоточного процесса внутрипластового горения сводится к тому, что количество образовавшегося в пласте кокса должно составлять 17 кг и более на 1 м3 породы, скорость движения в пласте закачиваемого воздуха должна быть больше скорости движения 
очага горения (при нарушении этого условия возможно противоточное горение).
В последнее время с неплохими результатами проводят опытно-промышленные работы по влажному внутрипластовому горению, суть которого заключается в том, что одновременно с воздухом в пласт подают в определенном соотношении воду. Очаг горения после себя оставляет нагретую породу, тепло которой при обычной схеме используется лишь частично на нагревание воздуха. При добавлении воды оставшееся тепло можно использовать на ее нагрев и испарение. Испарившаяся вода проходит через; фронт горения, не оказывая существенного влияния на процесс горения. Достигнув же зоны конденсации водяной пар конденсируется, увеличивая размеры этой зоны и количество тепла в ней. Скорость перемещения нефти от нагнетательной скважины к добывающей при влажном горении выше.
|
|
Другой важной особенностью влажного горения является то,по пластовая температура в зоне горения существенно ниже, чем при «сухом» горении. Это предупреждает пережег пород, слагающих пласт, что нередко служит причиной прекращения внутрипластового горения, так как после высокотемпературной обработки порода при контакте с водой вспучивается, снижая приемистость скважиной воды и воздуха.
2.3 Уровень разработанности проблемы в практике
Закачка теплоносителей сопряжена с большими потерями тепла в наземных коммуникациях. Так, в поверхностных паропроводных теряется 0, 35...3,5 млн. к Дж/сут на каждые 100 м трубопровода, а в скважине - 1,7 млн. к Дж/сут на каждые 100 м длины НКТ.
Поэтому более эффективным представляется источник тепла, расположенный непосредственно в пласте. Таким источником является очаг внутрипластового горения.
Метод заключается в следующем.
На забое нагнетательной скважины с помощью горелок различной конструкции создается высокая температура, вызывающая загорание нефти в пласте.
Для поддержания горения в пласт через эту же скважину подают окислитель-воздух или кислородосодержащую смесь в объемах, обеспечивающих горение. Горение нефти вызывает повышение температуры до 400оС и улучшает процесс вытеснения нефти.
Факт горения представлен несколькими зонами, т.е. при внутрипластовом горении (ВГ) действуют одновременно все известные методы воздействия на пласт: горячая вода, пар, растворитель, газы из легких углеводородов.
|
|
Физический процесс горения представляется таким образом. После поджога в пласте происходит процесс термической перегонки нефти, продукты которой - коксоподобные остатки нефти - являются топливом, поддерживающим очаг горения. Зона горения перемещается от нагнетательной скважины вглубь в радиальном направлении. Образующийся тепловой фронт с температурой 450...500оС вызывает следующие процессы в пласте. 1. Переход в газовую фазу легких компонентов нефти. 2. Расщепление (крекинг) некоторых углеводородов. 3. Горение коксоподобного остатка. 4. Плавление парафина и асфальтенов в порах породы. 5. Переход в паровую фазу платсовой воды, находящейся перед фронтом. 6. Уменьшение вязкости нефти перед фронтом и смешивание выделяющихся 
легких фракций нефти и газов с основной массой. 7. Конденсация продуктов перегонки нефти и образование подвижной зоны повышенной нефтенасыщенности перед фронтом горения. 8. Образование сухой выгоревшей массы пористой породы за фронтом горения.
В пласте образуются несколько зон: I - выгоревшая зона со следами несгоревшей нефти или кокса; II - зона горения, в которой максимальная температура достигает 300...500оС; III - зона испарения, в которой происходит разгонка нефти на фракции и крекинг нефти, пластовая и связанные воды превращаются в пар; IV - зона конденсации, в которой происходит конденсация углеводородов и паров, нефть и вода проталкиваются к добывающим скважинам газами, образовавшимися в результате горения СО2, СО, N; V - зона увеличенной насыщенности; VI - зона увеличенной нефтенасыщенности, в которую перемещается нефть из предыдущих зон, температура в этой зоне близка к первоначальной; VII - невозмущенная зона, в которой пластовая температура остается первоначальной.
Экспериментальные работ позволили установить следующие количественные данные: 1) на горение расходуется до 15% запасов пластовой нефти; 2) горение ведется при температуре около 375оС, на что требуется 20...40 кг кокса на 1 куб.м. породы; 3) для сжигания 1 кг кокса требуется 11,3 куб.м. воздуха при коэффициенте его использования 0,7...0,9.
Например, на залежи Павлона Гора за 66 суток было закачено 600 тыс. куб. м. воздуха.
Материальный баланс процесса ВГ представляется так:
Iн = Iнд + Iнг + Iуг
где Iн - количество нефти до процесса; Iнд - количество добытой нефти в регультате ВГ; Iнг - количество сгоревшей нефти; Iуг - количество нефти, превратившейся в углеводородный газ.
2.4 Расчетная часть
Задача.
Рассчитать процесс внутрипластового горения на пятиточечном элементе при следующих условиях: пористость терригенного пласта m = 0,29; толщина пласта h = 7 м; пластовая температура Тпл = 310 К; плотность пластовой нефти Рпл = 960 кг/м3; плотность воды Рв = 1100 кг/м3; нефтенасыщенность пласта Sн = 0,68; водонасыщенность пласта Sв = 0,32; расстояние от нагнетательной до добывающей скважин а = 200м; забойное давление в добывающих скважинах Рзаб д = 8 мПа; забойное давление в нагнетательной скважине Рзаб н = 18 мПа; радиус нагнетательной и добывающей скважин rс = 0,084м; проницаемость пласта для воздуха К = 0,35 · 10-12; вязкость воздуха в пластовых условиях мr = 1,8 · 10-5Па · с; расход топлива g = 27,4 кг/м3; удельный расход окислителя V'окс = 14,7 м3/кг.
Принять радиус фронта горения в конце первого периода rф = 50м; коэффициент охвата пласта по толщине dh = 0,9; коэффициент нефтеотдачи не охваченных горением λ = 0,3
Решение
Рассчитываем объем воздуха для выжигания 1м3 пласта
V' = д·Vокис;
V' = 27,4 · 14,7 = 402,8 м3/м3
Определяем предельный темп закачки воздуха.
Вычисляем скорость продвижения фронта горения.
По рисунку определяем для hэ = 7м.
Проверяем выполнение условия.
Wф > 3 · Wф min
0,104 > 0,03
Условие выполняется поэтому принятую величину rф = 50 м оставляем без изменения.
Вычисляем:
По рисунку определяем аs = 0,7.Вычисляем коэффициент:
S1 = q / (Рнп·m)
S1 = 27,4 / 1000·0,29 = 0,094
По формуле вычисляем
S2 = S1 · V'окис · Q / Q'н,
где Q'r и Q'н - удельная теплота сгорания газа.
Q'r = 1,257 м Дж / м3 и нефти
Q'н =41,9 м Дж / кг, Sн - нефтегазонасыщенноть пласта.
S2 = 0,094 · 1,47 · 1,257 / 41,9 = 0,04
Коэффициент нефтеотдачи в выжженой зоне:
М' = 1 - (S1 + S2) / Sн;
Коэффициент нефтеотдачи всего элемента:
М = аh·аs· М'+λ(1-dк·аs);
М = 0,9·0,7· 0,8+0,3(1-0,9·0,7) = 0,615.
Длительность первого периода рассчитываем по формуле:
Т1 = rф / Wф;
Т1 = 50 / 0,04 = 480 сут.
Потребное количество воздуха за этот период.
Vп = qпрв · Т1 / 2;
Vп = 8,3·104 · 480 / 2 = 19,92·106 м3
Потребное количество воздуха за этот период.
Сп = Vп · 1,293;
Сп = 19,92 · 1,293 = 25,75 · 106 кг
Масса смеси азота и паров воды.
где Ра - плотность азота равна 1,36 кг/м3;
б - отношение объема воды к объему нагнетаемого воздуха (б = 2 · 10-3);
Рв - плотность воды равна 1100 кг/м3
У - коэффициент использования воздуха = 2 · 10-3;
п - отношение в коксовом остатке водорода к углероду (п = 1,2);
Sв - водонасыщенность пласта.
Рассчитываем радиус фронта горения к моменту прорыва оторочки в добывающей скважине:
где r0 = а = 200
Gп = Vп · 1,293· 106;
Gп = 19,92 · 1,293·106 = 25,75·106
Площадь выжженой зоны:
Sr = 8000+348 (rфп - 50).
Sr = 8000+348 (212,76 - 50) = 64640,5 м2
Объем выжженой зоны:
Vr = Sr · ah · h;
Vr = 64640,5 · 0,9 · 7 = 407235 м3
Суммарное количество воздуха для выжигания этого объема:
Еv = V' · V / У;
Еv = 402,8 · 407235 / 0,9 = 182,2 · 106 м.
Рассчитываем время выжигания:
Объем извлекаемой нефти:
Vн = 2а2hэ · m · Sн · м;
Vн = 2 · 2002 ·7 · 0,29 · 0,68 · 0,615 = 67915,68 м3.
Расход воздуха на извлечение 1 м3 нефти:
Gо = Ev / Vн;
Gо = 18,22 · 107 / 67915,68 = 2682 м3/м3.
Дебит добывающей скважины:
Qн = Vн / 4 · Т2;
Qн = 67915,68 / 4 · 500 = 33,99 м3/ сут.
2.5 Экологическая безопасность
Меры безопасности и охраны окружающей среды при тепловых методах повышения нефтеотдачи сводятся к следующему. При закачке горячей воды и пара наряду с общими мерами безопасности при работе с тепловыми источниками рабочие должны быть обучены обращению с запорной и измерительной аппаратурой, нагретой до высоких температур (100-200 °С). Кроме того, объекты теплоснабжения (печи, паровые котлы) - источники загрязнения окружающей среды продуктами сгорания топлива (502, N02, СО), которые в благоприятных метеорологических условиях осаждаются в припочвенный слой и могут представлять опасность для обслуживающего персонала. Поэтому при реализации методов закачки горячей воды или пара подлежат разработке и внедрению мероприятия, направленные на уменьшение вредных выбросов в атмосферу.
При внутрипластовом горении опасные для жизни человека и окружающей среды химические соединения (серный ангидрид SO3, сероводород Н2S, оксид углерода СО, диоксид углерода СО2 и др.) образуются непосредственно в пласте, но вместе с нефтью, водой и пластовым газом могут выноситься на поверхность. Для предупреждения их вредного воздействия должна быть обеспечена герметичная система сбора нефти и газа при полной очистке газа от вредных примесей. Непосредственно на нефтепромысле вблизи объектов сбора нефти и газа организуется систематический контроль загрязненности атмосферной среды газами, добываемыми вместе с нефтью.
Для месторождений, разрабатываемых в условиях вечномерзлых грунтов, весьма актуальны вопросы предупреждения теплового загрязнения окружающей среды, которое приводит к нарушению экологического 
равновесия в природе с серьезными
Последствиями для безопасного ведения работ по разработке месторождения.
При разработке месторождений с использованием тепловых методов в условиях вечномерзлых пород должны проводиться мероприятия, снижающие тепло потери и окружающую вечномерзлую среду. Это достигается использованием теплоизолирующих материалов с малой теплопроводностью, а в отдельных случаях заколонное пространство скважин охлаждается посредством специальных холодильных систем.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Внутрипластовое горение - перспективный способ повышения коэффициента нефтеотдачи залежей нефтей высокой вязки (μнм > 30мПа·С)
ЛИТЕРАТУРА
1. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра, 1989.
2. Юрчук А.М., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра, 1979.
3. Сургучев МЛ. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985.
4. Акульшин А.И. и др. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1989.
5. Котенев Ю.А., Ягафаров Ю.Н., Давыдов В.П., Андреев В.Е. Геолого-технологические особенности разработки нефтяных месторождений южного региона Башкортостана. Санкт-Петербург, Недра, 2004.
6. Сафонов Е.Н., Алмаев Р.Х. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях. - Уфа, РИД АНК «Башнефть», 1997.