авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 | 2 || 4 |

Теоретические и технологические основы теплового воздействия на залежи аномально вязких нефтей и битумов

-- [ Страница 3 ] --

Недостатком рассматриваемого способа прогрева является неравномерное распределение температуры по разрезу и очень низкий охват прогревом нижней части пласта (до 70С через 5 лет прогревается только верхняя половина разреза). Это приводит к тому, что при практически полной выработке верхней части пласта, нижняя часть находится в начальной стадии прогрева. В результате увеличивается срок разработки и снижается нефтеотдача пласта.

Проведённые исследования позволяют сделать следующий вывод: для равномерного охвата прогревом всего разреза теплоноситель необходимо закачивать через горизонтальные скважины, расположенные вблизи подошвы пласта.

В шестом разделе рассматривается теплопроводный прогрев пластов, насыщенных нефтью аномально высокой вязкости или битумом, через скважины.

Как отмечалось в разделе 3, при высокой насыщенности пласта нефтью аномально высокой вязкости или битумом, не удается создать гидродинамическую связь между нагнетательными и добывающими скважинами, если они не связаны высокопроницаемыми каналами (трещинами или пропластками).

Рассмотрим задачу о прогреве пласта через стволы скважин с помощью теплопроводности. Каждая скважина принимается за линейный источник тепла мощностью q(t). Скважины расположены в точках с координатами . Для определения температурного поля следует интегрировать уравнение

(12)

при начальном условии .

Решение (12), полученное методом функции Грина имеет вид

, (13)

где .

Проведенный анализ показал, что в практических расчётах можно пользоваться более простой зависимостью

, (14) В работе рассмотрены различные комбинации расположения скважин в пласте. На-45, (14)

В работе рассмотрены различные комбинации расположения скважин в пласте. На рис. 5 представлена динамика средней температуры квадратного блока стороной 20 м, в вершинах которого расположены нагревательные скважины.

  Динамика средней температуры пласта при прогреве от четырёх скважин: 1 –-46

Рисунок 5 – Динамика средней температуры пласта при прогреве
от четырёх скважин: 1 – ТП = 100°С; 2 – ТП = 150°С

Из графиков следует, что наибольшая скорость прогрева в течение первого года. До 50-60С пласт прогревается в течение 5 лет, т.е. за реальный срок.

Рассмотрена динамика прогрева межскважинной зоны при парогравитационном методе воздействия на пласт, широко применяемой при разработке залежей битумов (рис. 6). Задача первой стадии разработки – установление гидродинамической связи между нагнетательной и добывающей скважинами. С этой целью необходимо осуществлять предварительный прогрев призабойных зон обеих скважин путем циркуляции в них пара. Автором разработана методика расчета необходимого времени теплопроводного прогрева межскважинного пространства.

  Схема парогравитационного воздействия на пласт Расчёты показали, что-47

Рисунок 6 – Схема парогравитационного воздействия на пласт

Расчёты показали, что при расстоянии 5 м между нагнетательной и добывающей скважинами средняя температура в межскважинной зоне уже через четыре месяца достигает 60С при температуре теплоносителя 200С. При такой температуре пластовая нефть становится достаточно подвижной для гидродинамического вытеснения. При расстоянии 10 м между скважинами, такая температура достигается через 8-9 месяцев.

Одним из основных факторов, определяющих выбор расстояния между скважинами при парогравитационной технологии является зависимость динамической вязкости нефти или битума от температуры для конкретного месторождения.

Полученные результаты исследования позволяют сделать следующие выводы:

  • от одиночного источника с температурой 150С можно прогреть пласт в радиусе 4-6 м до 30-40С за 4-5 лет;
  • при прогреве пласта системой тепловых источников, расстояние между которыми 20-25 м средняя температура 50-60С достигается в течение 5-6 лет. При расстояниях между скважинами более 25-30 м продолжительность прогрева резко возрастает.

Седьмой раздел посвящен моделированию процесса и технологическим принципам теплового воздействия на пласты высоковязкой нефти или битумов посредством прогрева через подстилающий водоносный горизонт или высокопроницаемые пропластки в пределах залежи.

Моделирование процесса прогрева пласта при закачке теплоносителя в подстилающий водоносный пропласток проведено на основе схемы Ловерье-Малофеева (рис. 7). При этом продуктивный пласт прогревается путем теплопроводности, а водоносный пропласток с помощью конвекции.

  Схема прогрева продуктивного пласта через водоносный горизонт -48

Рисунок 7 – Схема прогрева продуктивного пласта через водоносный горизонт

Расчётные формулы при принятой схеме прогрева имеют вид:

1) для водоносного пропластка

; (15)

2) для продуктивного пласта

(16)

где ; ; ;

При закачке горячей жидкости

.

При закачке пара

,

где – массовый расход нагнетаемого пара, – степень сухости пара, – теплоёмкость пара при заданном давлении, – скрытая теплота парообразования, .

Средняя безразмерная температура продуктивного пласта выразится формулой

(17)

Исследования температуры продуктивного пласта при закачке горячей жидкости показали, что пласт существенно прогревается только в радиусе 20-30 м от нагнетательной скважины. Средняя температура в зоне прогрева такая, что вязкость пластовой нефти ещё не позволяет перейти к площадному вытеснению нефти. При этом коэффициент теплоиспользования не превышает 0,4. Отсюда следует, что горячая вода является малоэффективным агентом для прогрева пласта через водоносный горизонт.

Исследования показали, что более эффективным рабочим агентом при прогреве пласта через водоносный горизонт является насыщенный водяной пар. Пар, занимающий объём в несколько раз больший чем вода, будет прогревать значительно большую площадь пласта на линии ВНК. Кроме того, пар распространяется не по всей толщине водоносного пропластка, а за счет гравитации преимущественно концентрируется в верхней части водоносного пропластка, частично проникая в пласт. Главное преимущество пара по сравнению с горячей жидкостью – высокая энтальпия за счет скрытой теплоты парообразования.

Проведены исследования зависимости средней температуры нефтяного пласта от его толщины, толщины водоносного пропластка и от темпа закачки пара. Исследования показали, что нефтяной пласт толщиной 10 м при толщине водоносного пропластка 4 м за 1,5-2 года в радиусе 50 м прогревается до температуры, при которой фильтрационное сопротивление снижается настолько, что становится возможным гидродинамическое вытеснение нефти из пласта путем непосредственной закачки в него пара. Для пласта толщиной 15 м это время составляет около 3 лет.

Толщина водоносного пропластка в радиусе до 30 м незначительно влияет на среднюю температуру пласта (рис. 8). Водоносный пропласток толщиной более 8 м на расстоянии 60-70 м от нагнетательной скважины фактически полностью поглощает энергию теплоносителя. Отсюда следует, что плотность сетки скважин следует связывать с толщиной водоносного пропластка.

Темп закачки пара в радиусе до 20 м практически не влияет на среднюю температуру пласта (рис. 9). При расстоянии более 50 м от нагнетательной скважины температура пласта увеличивается почти пропорционально темпу закачки. Отсюда следует, что темпы закачки тоже следует связывать с плотностью сетки скважины.

  Средняя температура пласта в зависимости от толщины водоносного-63

Рисунок 8 – Средняя температура пласта в зависимости от толщины водоносного
пропластка при hн = 10 м, qП = 50 т/сут через 2 года после начала закачки:

1 – = 2 м; 2 – = 4 м; 3 – = 8 м; 4 – = 10 м

  Средняя температура пласта в зависимости от темпа закачки пара при = 4 м-68

Рисунок 9 – Средняя температура пласта в зависимости от темпа закачки пара
при = 4 м t = 1 год: 1 – qП = 50 т/сут; 2 – qП = 100 т/сут; 3 – qП = 150 т/сут

Проведены исследования тепловой эффективности при закачке пара в водоносный горизонт. В этом случае коэффициент теплоиспользования представляет собой отношение количества тепла, переданного в продуктивный пласт, ко всему теплу, закачанному в водоносный пропласток. Формула для определения коэффициента теплоиспользования (КТИ) имеет вид

(18)

С использованием вышеприведенной формулы исследовано влияние толщины водоносного горизонта, толщины продуктивного пласта и темпа закачки пара на величину коэффициента теплоиспользования.

Как и следовало ожидать, толщина водоносного слоя оказывает значительное влияние на тепловую эффективность (рис. 10). Максимальное значение тепловой эффективности при м.

  Зависимость КТИ от толщины водоносного пропластка при hн = 10 м, qП = 50 т/сут.,-73

Рисунок 10 – Зависимость КТИ от толщины водоносного пропластка
при hн = 10 м, qП = 50 т/сут., r = 50 м:

1 – = 2 м; 2 – = 4 м; 3 – = 8 м

С увеличением толщины пласта коэффициент теплоиспользования увеличивается. Для пласта толщиной h = 5 м максимальная тепловая эффективность достигается 0,397 при t = 250 cут. (рис. 11). Это объясняется тем, что при малых прогреваются и породы, находящиеся выше пласта.

  Зависимость КТИ от толщины продуктивного пласта: 1 – = 5 м; 2 – = 10 м; 3 – = 15-78

Рисунок 11 – Зависимость КТИ от толщины продуктивного пласта:

1 – = 5 м; 2 – = 10 м; 3 – = 15 м или = 20 м

Коэффициент теплоиспользования во всех случаях имеет максимум, т.е. существует оптимальное время прогрева пласта, при котором достигается максимальная тепловая эффективность.

Цель закачки теплоносителя в водоносный пропласток – снижение фильтрационного сопротивления продуктивного горизонта до уровня, обеспечивающего необходимые темпы закачки теплоносителя непосредственно в нефтяной пласт. Поэтому прогрев через водоносный пропласток следует рассматривать как необходимую подготовительную технологическую операцию, предшествующему активному гидродинамическому вытеснению нефти из пласта.

Для определения момента перехода к вытеснению нефти исследуется динамика фильтрационного сопротивления нефтяного пласта по мере его прогрева.

Динамику снижения фильтрационного сопротивления можно определить как отношение начальной приемистости пласта к текущей. Для осесимметричного случая и при ступенчатом изменении вязкости нефти в каждом интервале

. (19)

Для нефти Ярегского месторождения зависимость вязкости от температуры в интервале 10-150С хорошо аппроксимируется зависимостью

. (20)

Определяя среднюю температуру пласта по (17) в размерном виде, вязкость нефти по (20), получена зависимость для динамики фильтрационного сопротивления

. На рис. 12 показана динамика фильтрационного сопротивления при теплофизических-86.

На рис. 12 показана динамика фильтрационного сопротивления при теплофизических параметрах Ярегского пласта толщиной 10 м. Расчёты выполнены с помощью программы Mathcad 13.

Можно выделить три этапа снижения фильтрационного сопротивления: 1) период резкого снижения до 270 суток прогрева; 2) период умеренного снижения от 270 до 365 суток; 3) период фактической стабилизации после 350 суток прогрева. Таким образом, при принятых исходных данных, через 350 суток можно переходить к площадному вытеснению нефти из прогретого пласта. Перед переходом к площадному вытеснению необходимо провести изоляцию водоносного пропластка для предотвращения ухода в него тепла.

  Динамика фильтрационного сопротивления пласта в радиусе 50 м, м: 1 – ТП-87

Рисунок 12 – Динамика фильтрационного сопротивления пласта
в радиусе 50 м, м:

1 – ТП =150°С; 2 – ТП = 200°С

В работе рассматриваем циклический режим закачки пара в водоносный горизонт, как способ повышения тепловой эффективности процесса и снижения паронефтяного отношения. При нагнетании теплоносителя в водоносный пропласток через некоторое время, зависящее от темпа закачки теплоносителя, толщины водоносного пропластка и расстояния до добывающих скважин, пар прорывается в эксплуатационные скважины. Дальнейшее нагнетание пара приводит к утечкам тепла за пределы разрабатываемого элемента и неэффективному использованию энергии теплоносителя. Средняя температура продуктивного пласта в некоторый период после прекращения закачки будет меньше температуры водоносного пропластка. Поэтому до момента выравнивания температур пласта и водоносного горизонта пласт будет нагреваться и в период пропитки. Схематически этот процесс показан на рис. 13.

  Динамика температуры пласта и водоносного пропластка после прекращения-89

Рисунок 13 – Динамика температуры пласта и водоносного пропластка
после прекращения закачки пара

Так, например, исследованиями установлено, что при  м, qП = 50 т/сут, R = 50 м паровая зона достигает добывающих скважин через 170 суток. В течение одного месяца пропитки температура продуктивного пласта толщиной 5 м повышается с 46 до 58С. Продолжительность цикла составляет около 7 месяцев. После второго цикла такой же продолжительности температура пласта достигает 70С. При такой температуре можно переходить к площадному вытеснению нефти. Нефтяной пласт толщиной 10 м прогревается до температуры 70С за три полных цикла. Общая продолжительность тепловой обработки более 1,5 лет при таком же темпе закачки теплоносителя и толщине водоносного пропластка, как и для пласта толщиной 5 м.

Для обоснования технологии разработки залежи высоковязкой нефти через водоносный горизонт:

  • разработана математическая модель прогрева пласта через водоносный горизонт;
  • проведены исследования влияния толщины пласта, водоносного горизонта и темпа закачки пара на среднюю температуру пласта;
  • предложена математическая модель для исследования динамики фильтрационного сопротивления пласта, позволяющая определить условия для перехода к площадному вытеснению нефти;
  • разработана методика циклической закачки пара, как способ повышения тепловой эффективности и снижения паронефтяного
    отношения.

Таким образом, в результате теоретических исследований прогрева залежи через подстилающий водоносный горизонт при закачке пара с помощью вертикальных скважин с поверхности, обоснована технология разработки залежи высоковязкой нефти, подстилаемой водоносным пропластком.

Восьмой раздел посвящен моделированию процесса извлечения нефти аномально высокой вязкости из трещиновато-пористого коллектора, дренируемого системой горизонтальных скважин, при паротепловом воздействии.

Основным направлением разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов является применение различных вариантов теплового воздействия системой горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин. Наибольший опыт разработки залежей горизонтальными скважинами накоплен на Ярегском месторождении. Разработка этого месторождения осложняется аномальной вязкостью нефти, развитой трещиноватостью и низким энергетическим потенциалом (малым содержанием растворенного газа и низким пластовым давлением). Как сказано выше, применяется несколько систем термошахтной разработки. При всех этих модификациях нефть добывается через плотную сетку горизонтальных и пологовосходящих скважин.

Специфической особенностью разработки Ярегского месторождения является одновременный прогрев и отбор нефти на всей разрабатываемой площади. Здесь практически отсутствуют последовательно перемещающиеся гидродинамические и тепловые фронты, как при традиционной технологии разработки с поверхности с использованием редких сеток скважин. Это обусловлено применением очень плотных сеток скважин, вскрывающих многочисленные тектонические нарушения и образующих вместе с ними единую дренажную систему, которая используется и для закачки пара и для отбора нефти.

При указанных выше условиях обоснованным представляется следующий механизм извлечения нефти: на начальной стадии разработки (температура пласта ниже 50С) основное количество нефти притекает из пористой части пласта в крупные трещины, а затем в добывающие скважины. После повышения температуры пласта до уровня, при котором достигается достаточная подвижность нефти, начинает проявлять себя гравитационный режим нефтеизвлечения. На этом этапе приток будет осуществляться как через трещины, так и непосредственно из пористых блоков в горизонтальные скважины.

Моделирование процесса нефтеотдачи проведено в условиях двухфазной фильтрации. Трещиновато-пористый пласт рассечен системой параллельных вертикальных трещин, которые вскрываются системой горизонтальных добывающих скважин (рис. 14).



Pages:     | 1 | 2 || 4 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.