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 || 3 |

Интенсификация разработки неоднородного по проницаемости нефтенасыщенного карбонатного коллектора термозаводнением (на примере красноярского месторождения)

-- [ Страница 2 ] --
Температура, °С Плотность нефти, г/см3 Вязкость нефти, мПас
10 0.887 31.136
20 0.880 20.818
26 0.876 15.660
41 0.866 9.650
60 0.853 5.924
80 0.838 3.784

Как видно из таблицы 1, при увеличении температуры плотность и вязкость нефти значительно уменьшаются. В частности, вязкость нефти пласта С3 Красноярского месторождения при увеличении температуры с пластовой до 80 °С уменьшается в 4.1 раза, что не противоречит основным требованиям термозаводнения пласта.

Относительные фазовые проницаемости (ОФП) при пластовой температуре (26 °C) представлены на рисунке 2. Начальная нефтенасыщенность пласта равна 0,74 д.ед.

  Относительные фазовые проницаемости при пластовой температуре В-1

Рисунок 2 – Относительные фазовые проницаемости
при пластовой температуре

В четвертой главе приведены теоретические исследования условий эффективного применения технологий теплового воздействия на базе анализа информации о геолого-физических характеристиках месторождений, результатов лабораторных исследований, а также выводов, изложенных во второй и третьей главах. Отметим, что серьезное теоретическое исследование в области внедрения теплового воздействия на карбонатные коллекторы с двойной пористостью является необходимой задачей. Это вытекает и из предпосылок, полученных из анализа работ Непримерова Н.Н., Намиота А.Ю., Малофеева Г.Е., Боксермана А.А.

Проведена сначала оценка динамики изменения теплового поля нефтяного месторождения при заводнении. Показано, что все негативные факторы, направленные на снижение коэффициента нефтеизвлечения, так или иначе связаны с неоднородностью распределения физических параметров пластов, прежде всего проницаемостной неоднородности, как послойной, так и зональной. Основной причиной возникновения тепловых неоднородностей является закачка холодной воды для поддержания пластового давления, которая рассматривается в нашем случае как вариант, предшествующий тепловому воздействию на пласт. Описание динамики теплового поля сводится к решению уравнения тепломассопереноса. Процесс накопления холода, вносимого в пласт закачиваемым агентом, моделируется осесимметричным уравнением тепломассопереноса с источником, расположенным в забое нагнетательной скважины. При длительной закачке в пласте вокруг скважины на 300…400 м образуется охлажденная зона. После прекращения закачки начинается рассеивание накопленного холода в окружающую породу, или, другими словами, выравнивание температурного поля. Процесс выравнивания стимулируется рядом факторов: охлажденная жидкость уносится потоком, происходит кондуктивное рассеяние холода в кровлю и подошву, а тепло поступает из недр.

Процесс выравнивания моделируется уравнением тепломассопереноса общего вида:

где – оператор градиента; ско, квер, кгор – объемная теплоемкость, вертикальная и соответственно горизонтальная теплопроводности коллектора (ккал/м3 град, ккал/мчград); v= v(T) – вектор скорости фильтрации жидкости (м/ч), определяемый из линейного закона Дарси:

где k – проницаемость пористой среды; – динамическая вязкость,
=(Т); Р – давление. Поле давлений считается заданным. Поскольку температура меняется в довольно широких пределах, то возникает необходимость учесть влияние температуры на вязкость.

Для упрощения воспользуемся квазитрехмерным приближением, получающимся из уравнения (1) с усреднением по мощности пласта и имеющим следующий вид:

где плоскость z = z0 проходит через середину пласта, а градиент понимается как двумерный по переменным х, у, а поток тепла через кровлю и подошву аппроксимируется из условия:

(4)

где Т2 – начальная температура пласта. Это уравнение решается численно, где в качестве начального условия берется расчетное распределение температуры, создавшееся в результате внесения холода. Результаты расчета приведены на рисунке 3. На рисунке кривая 1 отражает возмущение температуры в пласте, накопленное за 10…15 лет закачки холодной воды с интенсивностью 120…200 м3/ч. Кривые 2, 3, 4 изображают профили температуры, установившиеся по истечении 5, 10, 15 лет после прекращения закачки при скорости перемещения пластовых флюидов со средней скоростью, равной 170 м/год.

Рисунок 3 – Разница между среднепластовой температурой
и температурой охлажденной зоны: сразу после прекращения закачки (кривая 1), по истечении 5 лет (кривая 2), по истечении 10 лет (кривая 3) и по истечении 15 лет (кривая 4). Средняя скорость движения жидкости по пласту в стадии выравнивания равна 170 м/год

Для определения средней температуры пласта принято, что внесенное количество холода Q = Vcв(T-Т1) частично расходуется на снижение температуры кровли и подошвы пласта , частично на охлаждение пласта . Из уравнения теплового баланса находим Т:

(5)

Из данных численных исследований, показанных на рисунке 3, видим, что для успешного вытеснения нефти подвод тепла в пласт может резко увеличить эффективность нефтевытеснения. Некоторые авторы считают, что попытки первичного вытеснения холодной водой с целью создания первичных фильтрационных каналов перед тепловым воздействием могут быть полезными и необходимыми, хотя единого мнения здесь не существует, так как на некоторых залежах с высокой вязкостью, например битумов, холодная вода не фильтруется.

Далее рассмотрено влияние проницаемостной неоднородности коллектора на эффективность теплового воздействия

Выполненные исследования и численный пример оценки температурных полей по формуле (5) позволяют определить не только охлаждение пласта, но и нагрев, т.е. задача обратная. При этом отмечено, что на появление температурных неоднородностей наибольшее влияние оказывает проницаемостная неоднородность коллектора.

Рассмотрены следующие случаи проницаемостной неоднородности коллектора. Предполагается, что значение проницаемости порового пространства неизменно и составляет величину, например, 0.01 мкм2. Проницаемость трещин принимает следующие значения: 0.01, 0.1, 1, и 10 мкм2. Рассмотрение такого широкого интервала значений трещинной проницаемости позволит оценить роль проницаемостной неоднородности в эффективности теплового воздействия.

Коэффициент, определяющий обмен жидкостью между системой трещин и поровой матрицей, задавался неизменным и равным = 0.084.

Свойства пластовых флюидов моделировались для условий залежей с начальными пластовыми температурами 26 С и 40 С. Плотность и вязкость воды при начальной пластовой температуре приняты равными 1.08 г/см3 и 0.9 сПз, соответственно. Для нефти плотность в поверхностных условиях составила 0.900 г/см3.

Значения PVT свойств нефти и газа брались из проектных документов.

Сформированные исходные данные для модели достаточно достоверно описывают основные особенности разработки залежи нефти с карбонатным коллектором: 1) изменение свойств пластовых флюидов с изменением термодинамических условий, 2) проницаемостную неоднородность коллектора.

Рассмотрены три варианта разработки залежи с применением нагнетания воды с температурой 10 С (базовый), 40 С (первый) и 100 С (второй).

Базовая температура 10 °С принята из условия, что пласт перед тепловым воздействием был охлажден. Моделирование разработки залежи ограничено временными рамками в 50 лет, что позволит сравнивать результаты теплового воздействия в равных условиях.

Исследована на модели динамика полей насыщенности и температуры для различных значений трещинной проницаемости и температуры закачиваемой воды.

Эффект от теплового воздействия проявляется в росте дебита нефти (рисунок 4). В начальный период до прорыва воды по трещинной системе к забою добывающей скважины дебит нефти практически не зависит от температуры закачиваемой воды. После прорыва воды и с началом обводнения добываемой продукции изменение теплового поля пласта приобретает значимую величину, что приводит к изменению и в технологических показателях разработки залежи. При этом более высокая температура закачиваемой воды способствует большему увеличению дебита нефти. Однако при очень высоких значениях проницаемостной неоднородности прирост дебита носит немонотонный характер и снижается при достижении обводненности 96…97 %.

Характеристики вытеснения показывают, что эффект от применения теплового воздействия начинает проявляться только при обводненности добываемой продукции более 80…90 %. При этом заслуживающей внимания является оценка величины теряемых запасов при закачке холодной воды или оценка прироста извлекаемых запасов нефти при закачке горячей воды. На рисунке 5 приведены зависимости текущего КИН от обводненности добываемой продукции. Кривые построены для разных значений температуры закачиваемой воды. Хорошо видно, что расхождение кривых наиболее существенно при обводненностях добываемой продукции более 80…90 %. Если рассматривать прирост (потери) извлекаемых запасов относительно изотермической фильтрации (первый вариант), то для трещинной проницаемости в 1 мкм2 при закачке горячей воды (100 °С) прирост начальных извлекаемых запасов (НИЗ) составит 5 % от геологических запасов нефти, а при закачке холодной воды (10 °С) потери НИЗ составят около 6 % от геологических запасов нефти.

Для трещинной проницаемости в 10 мкм2 эти цифры составят: прирост – 14 %, потери – 18 % от геологических запасов. Полученные результаты позволяют сделать очень важный вывод: эффективность теплового воздействия тем выше, чем выше проницаемостная неоднородность коллектора. При этом это относится как к приросту НИЗ при закачке воды с температурой выше начальной температуры пласта, так и к потерям извлекаемых запасов при закачке холодной воды. Данный эффект связан с тем, что при высокой проницаемости трещинной системы быстрее достигается прогрев пласта на удаленных от нагнетательной скважины участках. При этом система поровых блоков на этих участках не заводнена, что обеспечивает быстрое снижение вязкости нефти и соответствующее увеличение нефти в потоке жидкости. Трещины являются эффективными проводниками тепла.

 а) б)  Динамика дебита нефти (а) и характеристики вытеснения (б) для модели-11

а)

 б)  Динамика дебита нефти (а) и характеристики вытеснения (б) для модели-12

б)

Рисунок 4 – Динамика дебита нефти (а) и характеристики вытеснения (б) для модели пласта с соотношением проницаемости трещин и матрицы 100 отн.ед. Приведены изменения дебита для различных значений температуры закачиваемой воды: 10 °С (базовый), 40 °С (первый), 100 °С (второй)

а) б)

Рисунок 5 – Зависимости текущего КИН от текущей обводненности для моделей с трещинной проницаемостью 1 (а) и 10 (б) мкм2. Кривые получены для значений температуры закачиваемой воды 10 °С (базовый), 40 °С (первый), 100 °С (второй)

 штрихами показана зона оптимальных соотношений проницаемости трещин и матрицы -15

штрихами показана зона оптимальных соотношений проницаемости трещин и матрицы

Рисунок 6 – Зависимость КИН от соотношения проницаемости трещин и поровой матрицы при разных значениях температуры закачиваемой воды: 10 °С (базовый), 40 °С (первый), 100 °С (второй)

Возрастание неоднородности проницаемостного поля приводит, с одной стороны, к увеличению КИН за счет увеличения проницаемости трещин и продуктивности залежи, с другой стороны, к снижению КИН за счет возрастания неравномерности выработки запасов (рисунок 6).

В результате численных исследований обнаружен противоречивый факт, когда неравномерность выработки запасов нефти неоднородного по проницаемости коллектора снижается за счет увеличения температуры пласта. Это явление носит главное и определяющее значение при тепловом воздействии на пласт, представленный высокой проницаемостной неоднородностью.

При закачке же горячей воды за счет прорыва воды по высокопроницаемому пропластку происходит прогрев низкопроницаемого пропластка, запасы которого постепенно отбираются добывающей скважиной. Поэтому размещение нагнетательной скважины в неоднородной части коллектора, а добывающей – в однородной более предпочтительно.

При обратном расположении скважин (нагнетательная – в однородной части пласта, добывающая – в неоднородной части пласта) эффективность применения теплового воздействия падает, прирост КИН составляет всего лишь 9.1 % в рассматриваемой модели. Объяснением является тот факт, что при расположении нагнетательной скважины в однородной части пласта тепловое поле распространяется сначала равномерно, затем преимущественно по высокопроницаемому пропластку. Нагрев низкопроницаемого пропластка при этом происходит менее интенсивно, поскольку температура закачиваемой воды при движении по пласту снижается. В то же время расположение нагнетательной скважины в однородной части пласта, а добывающей – в неоднородной части пласта более эффективно при закачке холодной воды, поскольку в начальный период создается равномерный фронт вытеснения.

В пятой главе приведена методика выделения объекта и выбора параметров технологии термозаводнения на примере пласта С3.

За основу были взяты варианты разработки, предлагаемые в работе, выполненной Тюменским нефтяным научным центром (ТННЦ), с учетом фонда скважин, переведенных на С3 с других горизонтов.

По пласту С3 рассмотрены 3 прогнозных варианта разработки. Во всех вариантах рассмотрена закачка горячих и холодных рабочих агентов (воды).

Далее выполнено обоснование принципиальной схемы системы нагнетания рабочего агента-теплоносителя в пласт, которое принято в следующем виде. Вода с установки подготовки нефти (УПН) (рисунок 7) по трубопроводу движется на установку для нагрева, использующую факельный газ, смонтированную на площадке АГЗУ № 2. Далее вода, нагретая до температуры 110 °С, поступает по трубопроводу на водораспределительный пункт (ВРП) ВРП-3а, где происходит ее распределение между нагнетательными скважинами № 150, № 59, № 204, и на ВРП, смонтированный в непосредственной близости от установки нагрева для подачи горячей воды в нагнетательную скважину № 95.

Рисунок 7 – Принципиальная схема нагнетания горячей воды
в пласт С3 Красноярского месторождения (район АГЗУ № 2)

Приведена методика расчета и оценка тепловых потерь при движении нагнетаемой воды от установки нагрева до призабойной зоны нагнетательной скважины.

Научно-методические подходы, примененные для расчета радиуса прогрева пласта в зависимости от времени, являются наиболее значимыми, так как по этому показателю рассчитывается эффективность прогрева пласта во времени, которая была использована для получения трехмерной зависимости «температура прогрева – время прогрева радиус прогрева пласта» (рисунок 8).

С увеличением температуры закачиваемой воды и времени разработки (рисунок 8) дополнительная добыча нефти увеличивается, но и растет расход теплой воды, в связи с чем важно максимально снизить расход теплой воды и потери тепла при движении закачиваемого агента от установки подогрева до забоев нагнетательных и добывающих скважин, например, за счет преимущественной фильтрации по высокопроницаемым пропласткам целесообразно снизить отбор попутной теплой воды в добывающих скважинах путем водоизоляции. Это позволяет увеличить коэффициент использования теплой воды.

Проведена оценка охвата пластов воздействием. Полученные результаты по всем вариантам указывают на эффективность закачки горячей воды в пласт. Максимальный коэффициент извлечения нефти достигнут в 4-ом варианте при закачке горячей воды и составляет 0.368 при утвержденном 0.300. Этот же вариант при закачке холодной воды обеспечивает достижение КИН 0.330. Приращение КИН составляет 0.038 д.ед.

" width="900" >

Температура, °С

а) на начало разработки, б) через 5 лет; в) через 10 лет;

г) через 20 лет; д) через 30 лет; е) через 40 лет

Рисунок 8 – Распределение температурного поля по вариантам разработки

При уменьшении плотности сетки с 36 до 28 га/скв. при закачке холодной воды достигаемый КИН увеличивается на 1.5 %. Дальнейшее уплотнение сетки скважин не приводит к значительному увеличению КИН. При закачке же горячей воды наблюдается увеличение КИН при уменьшении плотности сетки скважин по всему исследуемому диапазону (рисунок 9).

Установлено, что наибольший «скачок» КИН в вариантах наблюдается при изменении плотности сетки скважин с 32 до 28 га/скв., при дальнейшем уплотнении сетки скважин скорость увеличения КИН замедляется, а наибольший эффект от внедрения теплового воздействия по сравнению с закачкой холодной воды наблюдается при наиболее плотной сетке скважин (6.25 га/скв. в рассматриваемом диапазоне изменения сетки).

Рисунок 9 – Зависимость КИН от плотности сетки скважин


В шестой главе приведены данные о технико-экономической эффективности рекомендаций автора.

Рассматривается для реализации рекомендаций автора схема, состоящая из следующих элементов: «источник тепла (печь) трубопроводы распределительный пункт нагнетательная скважина пласт» на примере Красноярского месторождения по исходным данным, имеющимся в базе НГДУ «Бугурусланнефть».

Расчет основных показателей экономической эффективности рекомендаций автора проводится по следующей схеме в виде методических основ:



Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 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.