Технология пароциклического метода интенсификации вязких и высоковязких нефтей

(3.3.5)

Откуда можно определить зависимость размера от времени:

(3.3.6)

Подставляя формулу (3.3.6) в закон (3.3.4) получим трансцендентное уравнение для определения падения расхода жидкости со временем за счет охлаждения призабойной зоны:

 (3.3.7)

Также имеет смысл рассмотреть относительную величину продуктивности скважины без теплового воздействия () и величину продуктивности в активный период пароциклического воздействия. Отношение дебитов скважины выражается формулой:

(3.3.8)

Выражение (3.3.8), описывающее отношение дебитов до и после обработки, позволяет нам построить некую зависимость с интересующим нас экстремумом.

По характеру данной зависимости в активной фазе цикла и анализу экономической эффективности процесса делается вывод о времени активной фазы отбора жидкости.

3.4 Расчет параметров пароциклического воздействия с использованием разработанной модели на примере Ярегского месторождения

Для оценки эффективности пароциклического воздействия необходимо иметь методику расчета основных временных интервалов: времени закачки теплоносителя, времени выдержки скважины под паротепловой пропиткой и временем добычи нефти. Данная методика представлена в предыдущих параграфах. Расчет времени закачки рассчитывается исходя из условия теплового баланса в пласте (темп ввода теплоносителя в пласт равен мощности потерь тепла в кровлю и подошву пласта), т.е. достижения максимального прогрева призабойной зоны пласта. Расчет интервала выдержки скважины определяется из условия установления стационарных тепловых полей т.е. полной конденсации пара. А интервал работы скважины на отбор нефти рассчитывается исходя из условия, что темп отбора нефти должен превышать дебит скважины без воздействия.

Расчет основных временных параметров пароциклического воздействия, представленный ниже, был проведен для Ягерского месторождения. Для оптимизации данного процесса использовался базовый вариант ( дебит без воздействия, рассчитанный по формуле Дюпюи для радиального притока нефти в скважину). Все расчетные данные взяты для реального объекта, недостающие значения параметров взяты из специальной литературы и считаются одинаковыми для всех объектов.

Ярегское нефтяноe месторождение - расположено в Республике Kоми в 25 км к Юго-Западу от Ухты. Bходит в Тимано-Печорскую нефтегазоносную провинцию. Центр добычи - пос. Ярега (см. рис. 3.4.1) Ярегское нефтяноe месторождение приурочено к широкой пологой асимметричной антиклинальной складке в северо-западной части Ухта-Ижемского вала на северо-восточном склоне Teманской антеклизы. Присводовая часть антиклинали осложнена Ярегским, Южно-Ярегским, Лыаельским и Bежавожским локальными поднятиями. Промышленно нефтеносны отложения верхнего и среднего девона. Kоллекторы трещинно-порового типа представлены кварцевыми песчаниками (мощность 26 м) c пористостью 26%, проницаемостью 3,17 Д. Залежь пластовая сводовая, залегает на глубине 140-200 м, многочисленными дизъюнктивными нарушениями разбита на блоки. BHK находится в интервале от -55 до -65 м. Начальная пластовая температура 6-8⁰C, начальное пластовое давление 1,4 МПa. Нефть ароматическо-нафтенового типа c плотностью 945 кг/м³, содержанием S около 1% и парафина около 0,5%.

Рис 3.4.1. Карта Ярегского нефтяного месторождения.

Опытная эксплуатация Ярегского месторождения ведётся c 1935 года. До 1945 года месторождение разрабатывалось обычным скважинным методом по треугольной сетке c расстоянием между скважинами 75-100 м, добыто 38,5 тыс. тонн нефти, нефтеотдача не превышала 2%. C конца 1939 года разработка велась шахтным способом (3 шахты). Из рабочей галереи в надпластовом горизонте, расположенном на 20-30 м выше кровли продуктивного пласта, разбуривали залежь по плотной сетке скважин через 15-25 метров. C 1954 года отработка шахтных полей велась по уклонно-скважинной системе из рабочей галереи внутри продуктивного пласта. Длина скважин 40-280 м, расстояние между забоями 15-20 м. K 1972 году добыто 7,4 млн. т, нефтеотдача менее 4%. C 1972 года начата термошахтная эксплуатация c закачкой в продуктивный пласт теплоносителя через нагнетательные скважины, пробуренные из надпластовой галереи. Oтбор нефти производится из эксплуатационных скважин рабочей галереи продуктивного пласта.

Кроме нефти в среднедевонских песчаниках обнаружены повышенные концентрации лейкоксена. Генетический тип месторождения - погребённая россыпь. Продуктивный пласт мощностью 30-100 м несогласно перекрывает метаморфические сланцы рифея, делится на два рудных горизонта. Hижний горизонт сложен грубо- и крупнозернистыми кварцевыми песчаниками c прослоями алевролитов и аргиллитов, верхний - полимиктовыми конгломератами и разнозернистыми кварцевыми песчаниками, содержащими до 30% лейкоксена, TiO₂ 58,5-71,9%; SiO₂ 20-37,8%.

При оптимизации основных параметров пароциклического воздействия использовался итерационный метод (метод последовательных приближений). Все необходимые расчетные параметры пласта и теплоносителя сведены в табл. 3.4.1 и 3.4.2.

Таблица 3.4.1.

Расчетные параметры пласта Ярегского месторождения

Таблица 3.4.2.

Расчетные параметры теплоносителя.

Для расчета времени закачки и конденсации пара воспользуемся формулами (3.1.5) и (3.2.4) . Подставляя в данные формулы значения параметров из таблиц, получим, что оптимальное время закачки теплоносителя составляет 24 суток, а период паротепловой пропитки 13 суток.

Для определения времени добычи нефти построим зависимость падения дебита со временем за счет охлаждения призабойной зоны, воспользовавшись выражением (3.3.7).

Рис.3.4.1. Динамика дебита нефти за период пароциклического воздействия на Ярегском месторождении при интервале закачки (24 суток) и времени выдержки (13 суток). ----------- без воздействия.

Дополнительная добыча нефти при циклическом воздействии определяется интегралом дебита нефти за время всех циклов в течении года за вычетом базовой добычи нефти:

(3.4.1)

где - количество циклов воздействия за исследуемый период (1 год); - полный период воздействия.

Результаты расчета дополнительного накопленного дебита представлены на рис. 3.4.2.

Рис. 3.4.2. Дополнительный накопленный дебит на Ярегском месторождении в зависимости от времени активной фазы при фиксированном времени закачки и времени паротепловой пропитки.

Из полученных результатов следует, что добычу нефти в активной фазе нужно продолжать до тех пор, пока добыча не станет равна базовому дебиту без воздействия.

Но, проведя дополнительные исследования рис. 3.4.3, мы видим, что добычу нефти нужно прекращать гораздо раньше. Это говорит нам о том, что дополнительная добыча нефти со временем уменьшается и в какой-то момент времени она становится не существенна по сравнению с первоначальным дополнительным дебитом. Данное исследование позволяет нам говорить об эффективном времени активной фазы добычи нефти, и в нашем случае для Ярегского месторождения это время составляет 320 суток.

Рис. 3.4.3. Относительный накопленный дебит в зависимости от времени активной фазы для Ярегского месторождения при фиксированном времени закачки ( 24 суток) и паротепловой пропитки (13 суток).

ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ

Решена задача движения двухфазного теплоносителя (пар-вода) в вертикальной скважине с учетом теплопотерь в окружающие породы применительно к конкретной конструкции скважины, с различными видами теплоизоляции. Проанализировано влияние начального паросодержания, устьевого давления и расхода теплоносителя на максимальную глубину проникновения пара. Установлено, что увеличение начального паросодержания выше 80% позволяет резко увеличить максимальную глубину проникновения пара (до 2 раз).

Разработана интегральная физико-математическая модель пароциклического воздействия на призабойную зону пластов с целью увеличения нефтеотдачи месторождений содержащих высоковязкие нефти.

Установлено, что: 1) максимальная эффективность процесса достигается при времени закачке теплоносителя соответствующем установлению стационарного распределения температуры в призабойной зоне; 2) время паротепловой пропитки определяется полной конденсацией пара в призабойной зоне охваченной тепловым воздействием; 3) процесс отбора нефти целесообразнее заканчивать до момента полного охлаждения призабойной зоны; 4) существуют оптимальные технологические параметры, дающие максимальную интенсификацию дебита. 5) Применение модели с оптимальными параметрами для Ярегского месторождения позволяет увеличить дебит добывающей скважины в среднем на 30-40%

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Азиз X., Сеттери Э. Математическое моделирование пластовых систем. Пер. с анг. М.: Недра, 1982.- 407 с.

2. Алишаев М.Г., Розенберг М.Д., Теслюк Е.В. Неизотермическая фильтрация при разработке нефтяных месторождений. М.: Недра, 1985. -208 с.

3. Антониади Д.Г. Научные основы разработки нефтяных месторождений термическими методами. М.: Недра, 1995. 314 с.

4. Базаров И.П. Термодинамика. М.: Высшая школа, 1991. 376 с.

5. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1988. 424с.

6. Баширов В.В., Карпов В.П., Федоров K.M. Парогазотермическая обработка призабойной зоны и пласта в целом.//Итоги науки и техники. Сер.

7. Боксерман A.A., Раковский H.JL, Глаз И.А. Разработка нефтяных месторождений путем сочетания заводнения с нагнетанием пара.//Итоги науки и техники. Сер. Разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВИНИТИ, Т. 7, 1975. с. 3-93.

8. Добрынин В.М., и др. Промысловая геофизика. М.: Издательство "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2004. 315 с.

9. Дошер Т.М., Хассеми Фархад. Влияние вязкости нефти и толщины продуктивного пласта на эффективность паротеплового воздействия.// Экспресс-информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ.- 1984. с. 3-44.

10. Ентов В.М. Физико-химическая гидродинамика процессов в пористых средах (математические модели методов повышения нефтеотдачи пластов).//Успехи механики, т. 4, №3, 1981.с. 23-56.

11. Желтов Ю.В., Кудинов В.И., Малофеев Г.Е. Разработка сложнопостроенных месторождений вязкой нефти в карбонатных коллекторах. М.: Недра, 1988. 313 с.

12. Зазовский А.Ф., О неизотермическом вытеснении нефти водой из нетеплоизолированных пластов.//Изв. АН СССР, МЖГ, №5, 1983. с. 23-44.

13. Зазовский А.Ф., Федоров K.M. О вытеснении нефти паром. М.: Препринт ИПМ АН СССР, №267, 1986. 82 с.

14. Кудинов В.И. Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей. М.: Нефть и газ, 1996. 154 с.

15. Мирзаджанзаде А.Х., Аметов И.М. Прогнозирование промысловой эффективности методов теплового воздействия на нефтяные пласты. М.: Недра, 1983.-222 с.

16. Рубинштейн Л.И. О температурном поле пласта при нагнетании в пласт горячего теплоносителя.//Труды Уфимского нефтяного института, вып. 2. Уфа: Изд. УфНИ 1958. 97 с.

17. Федоров K.M., Шарафутдинов Р.Ф. К теории неизотермической фильтрации с фазовыми переходами.//Изв. РАН. сер. МЖГ, №5, 1989. -- с. 6879.

18. K.M. Федоров, А.П. Шевелёв. Моделирование работы скважины в неизотермическом режиме.//Теплофизика, гидрогазодинамика, теплотехника: Сборник статей. Выпуск 2. Тюмень: Издательство ТюмГУ, 2004 г.- с. 82-91.

19. K.M. Федоров, А.П. Шевелёв. Инженерные оценки технологических параметров и эффективности парогазоциклического воздействия.//Теплофизика, гидрогазодинамика, теплотехника: Сборник статей. Выпуск 2. Тюмень: Издательство ТюмГУ, 2004 г.- с. 91-114.

20. К. М. Федоров, А. П. Шевелёв. Расчет тепловых потерь при закачке насыщенного пара в скважину .//Известия Высших учебных заведений. Серия нефть и газ. №4, 2005 г.- с. 37-43.

21. Физические величины: Справочник/Под ред. И.С. Григорьева, Е.З. Мейлихова. М.: Энергоатомиздат, 1991. 340 с.

22. Чарный И.А. Нагревание призабойной зоны при закачке горячей воды в скважину./ТНефтяное хозяйство, №2, 1953. с. 10-23.

23. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. М.: Гостоптехиздат, 1949. -298 с.

24. Abdalla A. Coats К.Н. A Three-Phase Experimental and Numerical Simulation Study of the Steam Flood Process. Paper SPE 3600 presented at the SPE 46th Annual Meeting . New Orleans. October, 1971.

25. Coats K.H., George W.D., Chu. C., Marcum B.E. Three-Dimensional Simulation of Steamflooding.//SPEJ, December, 1974. p. 573-592.

26. Mandl G., Volek C.W. Heat and Mass Transport in Steam Drive Process.//SPEJ march 1969. p. 59-79.

27. Marx J.W., Langerheim R.H. Reservoir heating by hot fluid injecting. Trans. AIME, 1959, v. 216, p. 312-315.

28. Neuman C.H. A Mathematical Model of the Steam Drive Process

Размещено на Allbest.ru