Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

Импульсно-дозированное тепловое воздействие (ИДТВ) на пласт



В основе новой технологии лежит решение наиболее проблемных задач разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами высоковязкой нефти, с целью значительного повышения конечного нефтеизвлечения и ресурсосбережения с меньшими капитальными вложениями.

 
 

Сущность технологии ИДТВ заключается в циклическом переменном вводе в пласт теплоносителя и холодной воды, формированием волнового теплового фронта в строго расчетных пропорциях с созданием в пласте «эффективной температуры» - Тэф. Объемы порций теплоносителя V(Т) и холодной воды V(X) определяются по формуле:

где: Vпор- объем порового пространства пласта участка разработки, м3; т - пористость пласта, доли единицы; Тэф - эффективная температура вытеснения нефти, выше которой вязкость нефти изменяется незначительно, °С; Т0 - начальная температура пласта, °С; рж , рт , рх - плотность, соответственно, добываемой жидкости, теплоносителя и холодной воды, кг/м3; iж, iт, iх -теплосодержание, соответственно, добываемой жидкости, теплоносителя и холодной воды, ккал/кг; М - объемная теплоемкость пласта с насыщающими его жидкостями, ккал/м3-°С; λ0 - коэффициент теплопроводности окружающих пород, ккал/м-ч-°С; с0 - объемная теплоемкость окружающих пород, ккал/м3 * 0С; Н - толщина пласта, м; q - темп нагнетания агента в пласт, м3 /ч; α, β - безразмерные коэффициенты.

Потери тепла в породы, окружающие нефтеносный пласт, а следовательно, и тепловая эффективность процесса зависят в основном от разности температур между продуктивным пластом и окружающими породами.

На рис. 133 представлена зависимость вязкости пластовой нефти от температуры при давлении 10 МПа.

На рис. 134 - номограмма зависимости объемов порций импульсов теплоносителя V(Т) и холодной воды V(Х) от эффективной температуры вытеснения нефти Тэфпри разных температурах нагнетаемого теплоносителя Тк.

При тепловом воздействии следует поддерживать в пласте температуру, не превышающую некоторой минимально необходимой для данного месторождения температуры - эффективной температуры вытеснения - Тэф. Эта температура определяется по графику зависимости вязкости нефти конкретного месторождения от температуры (рис. 135), то есть принимается в качестве эффективной температуры, то ее значение, при котором дальнейшее повышение температуры практически не влияет на снижение вязкости нефти. После определения эффективной температуры вытеснения принимается условие, что при суммарном нагнетании теплоносителя и холодной воды в объеме αVпор средняя температура части пласта βVпор должна быть равной Т. В этом случае уравнение баланса тепла будет

 
 

следующее:

 
 

 

 
 

где Q(T) - объем нагнетаемого теплоносителя в пересчете на конденсат; Q(X) - объем нагнетаемой холодной воды; Q1 - количество тепла, накапливаемого в пласте; Q2 - количество тепла, выносимого из пласта вместе с добываемой жидкостью; Q3 – количество тепла, теряемого в окружающие породы; Q(Т) и Q(X) удовлетворяют соотношению:

 

 


то есть коэффициент а определяет суммарную закачку в пласт теплоносителя и холодной воды в долях от объема пор разрабатываемого участка пласта. Опыт применения термических методов на конкретных месторождениях показывает, что для достаточного охвата пласта вытеснением необходимо прокачивать через пласт объем вытесняющего агента, составляющий не менее двух объемов пор (а> 2). В технологических схемах залежей высоковязкой нефти обычно определяется суммарная закачка агентов воздействия V(T) + V(X) в диапазоне 2-3 объема пор с учетом экономической целесообразности и рентабельности. Так, например, при известном способе с использованием тепловых оторочек (ПТВ, ВГВ) задают величину тепловой оторочки Q(T)/Vnop в пределах 0,4-1,0, а затем двумя-тремя объемами воды вытесняют остаточную нефть. Значение а=2 выбирается из практических соображений, так как с увеличением а увеличиваются теплопотери в окружающие нефтяной пласт породы и эффективность теплового воздействия постепенно снижается.

Коэффициент βиспользуется для обозначения доли прогретой части пласта (β<1, если требуется прогреть не весь пласт, и β = 1, если необходим прогрев всего пласта).

Основная практическая задача заключается в следующем: какое количество теплоносителя Q (Т) необходимо закачать в пласт и какое должно быть соотношение импульсов Q(T)/Q(X), чтобы при заданном объеме закачки теплоносителя и холодной воды в количестве двух поровых объемов Q(T) + Q(X) = 2Vnop температура всей части пласта достигала в среднем значения Тэф. Поэтому основным значением коэффициента βявляется значение β = 1.

Таким образом, при а=1 и β = 1 по предложенной формуле (128) определяем постоянное значение соотношения V(T)/V(X) на весь период теплового воздействия. Использование для этой цели других значений (β<1) нецелесообразно, так как в этом случае обеспечивается прогрев до Тэф лишь части объема пласта, и необходимый тепловой фронт не достигает ряда добывающих скважин.

С помощью общей формулы (128) можно решать обратную задачу. Например, технологический режим осуществляется с известным соотношением V(T)/V(X) = A. При анализе с целью регулирования процесса разработки важно знать динамику прогрева в любой момент времени. Задавая время, соответствующее суммарной закачке агентов в количестве Q(T) + Q(X) = 0,5Vnop, α=0,5 из формулы (128) определяем β1; определяем часть порового объема, прогретого до температуры Тэф.

 

 

 

Таблица 30

Та,°С              
степень СУХОСТИ  
х = 0   х = 0,2   Ч=0,4   х = 0,6  
ρт-кг/м3                    
iтккал/кг                    

 

 

 

Таким образом, при температуре нагнетания Та = 250° С для получения в среднем по пласту Тэф =50° С необходимо выбирать импульсы горячего и холодного агентов равными V(T) = V(X).

Аналогичные расчеты выполняются для любых других значений Та, Тэф (рис. 135).

С целью изучения экономической и технологической эффективности технологии ИДТВ был осуществлен комплекс исследовательских и опытно-промышленных работ на Гремихинском нефтяном месторождении в Удмуртии.

Залежь нефти пласта А4 башкирского яруса Гремихинского месторождения, имея сложное геологическое строение, было сложным объектом для ввода в планомерную разработку. Продуктивный пласт А4 представляет собой пачку органогенообломочных известняков, в которой чередуются плотные и проницаемые прослои с весьма изменчивой петрофизической характеристикой. В разрезе объект представлен переслаиванием карбонатных порово-трещинных коллекторов с незначительным содержанием каверн и плотных со слабо- и среднезернистыми обломочными карбонатными частицами органического происхождение с размерами 0,1-1,2 мм; диаметры поровых каналов изменяются от 0,08 до 0,4 мм. Цементом пород служит кальций, составляющий 5-7% от общего объема. Верхняя пачка объекта представлена переслаиванием сравнительно тонких (0,5-2,0 м), хорошо выдержанных по площади низкопроницаемых пластов-коллекторов и пластов-неколлекторов - плотных известняков (1,0-3,0), общая толщина верхней части 15,0-18,0 м. Количество пластов-коллекторов в разрезе меняется поплощади от 5 до 7, составляя общую нефтенасыщенную толщину около 6,7 м. Среднее значение пористости и проницаемости коллекторов, соответственно, равны 18% и 0,062 мкм2. Пласты-коллекторы верхней части подпираются контурными водами.

Пластовая нефть имеет высокую плотность (0,92 г/см л очень малую газонасыщенность (2,0 м3/т) и высокую вязкость (до 200 мПа-с).

Запасы нефти верхней части объекта составляют примерно 28% от общих. Верхняя часть объекта отделена от средней плотными непроницаемыми карбонатными породами толщиной от 2,0 до 3,3 м. Средняя и нижняя части объекта также представлены переслаиванием пластов-коллекторов, но сравнительно большей толщины (от 0,6 до 7,6 м). Количество продуктивных пластов в разрезе (6 - в средней части и 4 - в нижней) составляют общую толщину около 22,0 м и нефтенасыщенную -18 м. Средние значения пористости и проницаемости коллекторов средней и нижней частей сравнительно высокие и, соответственно, равны 22% и 0,149-0,083 мкм2. Плотность нефти - 0,900 г/см3, вязкость - 70-125 мПа-с. Наиболее проницаемыми и высокопористыми являются коллекторы нижнего объекта. Коллекторы верхнего объекта слагаются раковинными песчаниками с очень слабым развитием цементов.

Ухудшение поровой составляющей коллекторских свойств матрицы породы обусловлено развитием постдиагенного кальцита, что особенно проявилось в коллекторах верхнего объекта. В то же время в них же и наиболее интенсивно проявилась трещиноватость, которая характеризуется развитием горизонтально, вертикально и наклонно к горизонту направленных трещин, осложняющих строение грануллярных коллекторов, улучшающих их фильтрационные и емкостные характеристики. Замеренная густота трещин в керне меняется от 0,15 до 0,7 см-1, плотность их - 0,9-8,4 см-1, ширина от 0,02 до 2-3 мм. Начальное пластовое давление, приведенное к отметке водонефтяного контакта (ВНК), - 12,5 МПа, пластовая температура +28° С. Общая толщина горизонта А4 составляет 46 м. Средневзвешенное значение эффективной нефтенасыщенной толщины составляет 24,4 м. Пористость пласта А4 в среднем составляет 19%, начальная нефтенасыщенность - 83,9%. Проницаемость в среднем составляет 0,105 мкм2. Теплопроводность пород составляет в среднем 2,4 Вт/мк, а теплоемкость - 1,15 кДж/кг-°С. Нефть высокосернистая (до 3% по весу). Содержание парафина 6,7% по весу, сликагелевых смол - от 9 до 17%. Растворенный в нефти газ в основном состоит из азота (61% по объему). Содержание гелия достигает 0,115%. Геолого-физическая характеристика залежи пласта А4 показана в таблице 31.

Как видно из геолого-физической характеристики залежи нефти пласта А4, объект представлен многопластовым разрезом карбонатных коллекторов со сложной двойной пористостью и с большим диапазоном изменения коллекторских свойств, высокой вязкостью пластовой нефти и наличием бассейна подошвенных вод с зональным характером их контактирования с продуктивными нефтенасыщенными коллекторами.

Исследования, проведенные в институте ВНИПИтермнефть, показали, что разработка залежи нефти Гремихинского месторождения на естественном режиме будет малоэффективной. Конечный коэффициент нефтеизвлечения составит не более 6% от геологических запасов.

Таблица 31. Геолого-физическая характеристика залежи пласта Ал Гремихинского месторождения

 

 

№п/п   Параметры Единица измерения   Характеристика  
  Тип залежи -   Массивный с подошвенной водой  
  Тип коллектора   -   Карбонатный порово-трещинный  
  Средняя глубина залегания   м   1147,5  
  Отметка ВНК   м    
  Средняя общая толщина   м   46,0  
  Нефтенасыщенная толщина   м   24,4  
  Коэффициент продуктивной пористости   доли единиц   0,19  
  Средняя проницаемость коллекторов по керну   мкм2   0,105  
  Начальная нефтенасыщенность   доли единиц   0,839  
  Плотность нефти в поверхностных условиях в пластовых условиях   кг/м3   917,0 897,0  
  Вязкость пластовой нефти (средняя)   мПа-с    
  Газосодержание (среднее)   м3/т   6.5  
  Давление насыщения   МПа   5.04  
  Начальное пластовое давление, приведенное к отметке ВНК   МПа   12,5  
  Коэффициент расчлененности (средний)   доли единиц   8,75

 

Применение традиционного метода закачки холодной воды в пласт также малоэффективно. Конечный коэффициент нефтеизвлечения составит не более 12% от геологических запасов в связи со сложной структурой пористой средней и высокой вязкостью пластовой нефти.

Возможность применения термических методов вызывают сомнение, так как глубина скважин здесь 1200 м, а граница применения тепловых методов по глубинам принята 700-800 м.

Несмотря на изложенные выше сложности, в 1979 году было принято решение о проведении на этом месторождении опытно-промышленных работ по нагнетанию теплоносителя в пласт. В 1981 году Гремихинское месторождение вводится в разработку на естественном режиме с разбуриванием залежи пласта А4 по равномерной треугольной сетке 173x173 м. С 1983 года проводятся опытно-промышленные работы по нагнетанию теплоносителя в пласт с созданием тепловой оторочки и последующим нагнетанием холодной воды для перемещения оторочки и интенсификации выработки запасов. В 1986 году начинается промышленное испытание технологии импульсно-дозированного теплового воздействия (ИДТВ), а с 1988 года осуществляется ее промышленное внедрение (рис. 141).

Сущность технологии ИДТВ заключается в циклическом попеременном вводе в пласт через нагнетательные скважины теплоносителя и холодной воды (с формированием волнового теплового фронта) в строго расчетных пропорциях с созданием в пласте «эффективной» температуры Гэф. Основное преимущество механизма ИДТВ над известными способами паротеплового воздействия (ПТВ) и воздействия горячей водой (ВГВ) состоит в том, что в технологии ИДТВ при многократном повторе расчетных циклов «пар-холодная вода» активизируется вытеснение нефти из поровых блоков (матриц) трещиновато-порового пласта, что в целом приводит к увеличению нефтеизвлечения из залежи. Важным преимуществом импульсно-дозированного теплового воздействия является энергосбережение, которое достигается за счет ограничения объема вводимого в пласт теплоносителя. Уровнем прогрева пласта до так называемой «эффективной» температуры, определяемой по кривой зависимости вязкости нефти от температуры (рис. 133). Понятие «эффективная температура» впервые обосновано для тепловых методов и имеет принципиальное значение. Эффективная температура (Тэф) - это температура, выше которой дальнейшее снижение вязкости нефти происходит незначительно. Особый циклический режим нагнетания энергосбережение, присущие технологии ИДТВ, позволили преодолеть установленный ранее «барьер» 700-800 м в качестве предельной глубины залегания залежей вязкой нефти для применения термических методов.

При ИДТВ в периоды нагнетания импульсов холодной воды парогенераторные установки используются для теплового воздействия на других элементах залежи, что позволяет интенсифицировать охват пласта тепловым воздействием и увеличивать до нефти. При использовании ИДТВ на 25% уменьшаются капитальные вложения по сравнению с ВГВ, а эксплуатационные затраты на 27%. Себестоимость добычи нефти с учетом конечного нефтеизвлечения становится близкой к заводнению. При ИДТВ достигается увеличение коэффициента нефтеизвлечения (для Гремихинского месторождения до 0,37 по сравнению с естественным режимом - 0,06, заводнением - 0,12 и технологией ВГВ - 0,27). Расход теплоносителя при ИДТВ составляет 3,4 т на извлечение одной тонны нефти, а при воздействии горячей водой (ВГВ) - 6,4 т.




Поиск по сайту:

©2015-2020 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.