курсовая. Блока, наибольшая нефтеотдача на данный момент 32,9 %
 Скачать 236.21 Kb.
|
40º. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Пласт | Блок | Глубина залегания пласта в своде (абс.отм.), м | Высотное положение ВНК (абс.отм.), м | Размеры залежей | Тип залежи | ||
| длина, м | ширина м | высота, м | |||||
| II | IIа | 84 | 125 | 150 | 435 | 41 | Массивно-пластовая, тект. экранированная |
| | III | 50 | 143 | 995 | 510 | 93 | Массивно-пластовая, тект. экранированная, частично страт. ограниченная |
III | I | 46 | 51 | 240 | 165 | 5 | Массивно-пластовая, тект. экранированная, водоплавающая |
| | II | 87 | 143 | 685 | 355 | 56 | Массивно-пластовая, тект. экранированная, водоплавающая |
| | IIа | 110 | 125 | 120 | 385 | 15 | Массивно-пластовая, тект. экранированная, водоплавающая |
| | III | 80 | 143 | 720 | 415 | 53 | Массивно-пластовая, тект. экранированная, водоплавающая |
Кроме того в I блоке (сводовая часть складки) зафиксировано четыре мелких разрыва взбросового характера Iа, Iб, Iв и Iг, которые затухают к поверхности и в восточном направлении. Все сбросы подсечены скважинами.
Сброс Iа подсечен в скважине № 272 на глубине 159 м, альтитуда его 20 м.
Сброс Iб подсечен в скважине № 651 на глубине 131 м, альтитуда его 30 м.
Сброс Iв подсечен в скважине № 326 на глубине 64 м, альтитуда его 10 м.
Сброс Iг, ограничивающий I блок, подсечен скважиной № 294 на глубине 115 м, альтитуда его 30 м.
Во II блоке также зафиксировано два сброса – 2а и 2б. Падение плоскости сместителя сброса 2а на юго-восток, альтитуда его 50 м.
Сброс 2б скважинами не подсечен и проведен на основании структурных построений, а также по отсутствию продукции во II пласте.
Таким образом, на месторождении установлено наличие нарушений сбросового и взбросового характера. Мелкие разрывные нарушения, как правило, оперяют более крупные.
1.3 Характеристика нефтегазоносных пластов
На месторождении Катангли высоты залежей изменяются в пределах 5-20 м до 120 м. Максимальная высота в II блоке по всем горизонтам (II пласт – 93 м). ТакжемаксимальныевысотыотмеченывзалежахI пласта. Скопления углеводородов относятся к типу пластовых, массивно-пластовых, тектонически-экранированных и частично стратиграфически ограниченных. Глубина залегания залежей (включая газовые) 30-700 м. Роль покрышки выполняет толща глинистых и песчано-глинистых пород окобыкайской свиты. Нефть насыщает поры в рыхлых песках и слабосцементированных песчаниках дагинского возраста, коллекторские свойства которых очень высоки.
Характеристика основных нефтегазоносных пластов представлена в таблице 2.
Таблица 2 – Характеристика нефтегазоносных объектов Катанглийского месторождения
| Объект | Высота углеводородной залежи, м | Нефтенасыщенность | Пористость | Проницаемость, мкм2 |
| I | 42 | 0,72 | 0,31 | 0,649 |
| II | 93 | 0,68 | 0,35 | 0,758 |
| III | 112 | 0,71 | 0,38 | 0,845 |
При подсчете запасов Катанглийского месторождения взяты средние величины пористости, полученные при интерпретации промыслово-геофизического материала. Средняя величина открытой пористости определена для пласта I пласта - 0,31, для II пласта – 0,35, дляIII пласта - 0,38. Нефтенасыщенность определялась как средневзвешенная по промыслово-геофизическим данным скважин. Средняя величина нефтенасыщенности принята в расчетах для I пласта - 0,72, для II пласта - 0,68, для III пласта - 0,71.
Проницаемость коллекторов определялась по лабораторным и промысловым данным. Средняя величина проницаемости определена для 1 пласта - 0,649 мкм2, для II пласта - 0,758 мкм2, для III пласта - 0,845 мкм2.
Говоря о фильтрационных свойствах пород нужно заметить, что преобладающая часть отложений продуктивного комплекса в районе отличается хорошими коллекторскими свойствами. По классификации Г.И. Теодоровича песчаные пласты относятся преимущественно к классу хорошо проницаемых коллекторов. Открытая пористость составляет 18-33%, проницаемость чаще варьирует в пределах 1 мкм2.
В результате разведочных и эксплуатационных работ на месторождении установлена нефтеносность трёх пластов в отложениях дагинской свиты - I, II и III, залегающих на глубинах от 30 до 240 м. Характерной особенностью продуктивных пластов является их монотонность и относительная выдержанность по площади и разрезу, за исключением зон, где II пласт размыт.
Залежи II пласта имеют нефтяную и водонефтяную зоны. Водонефтяные зоны в залежах II пласта занимают от 28 до 70 общей площади пласта (одну третью пласта). На месторождении вскрыт полностью разрез отложений, с которыми связаны перспективы нефтегазоносности, но кроме I, II и III пластов в отложениях дагинской свиты и нижележащих отложениях признаков нефтегазоносности не обнаружено.
1.4 Характеристика пластовых флюидов
1.4.1.Физико-химические свойства нефти
Нефть данного месторождения является тяжелой, вязкой, высокосмолистой, малосернистой, малопарафинистой.
Удельный вес нефти определялся как средняя арифметическая величина по результатам анализов поверхностных проб. Основные физико-химические свойства нефти представлены в таблице 3.
Таблица 3 - Физико-химические свойства нефти
| Показатели | Объекты | ||
| I | II | III | |
| Плотность при 20 С, кг/м3 | 936 | 938 | 935 |
| Динамическая вязкость нефти, *10-3 мПа с | 11,6 | 12,3 | 12,1 |
| Газовый фактор, м3/т | 19,3 | 21,7 | 20,4 |
| Содержание,в %: серы смол H2S парафина | 0,51 0,39 0,9 3,3 | 0,49 0,43 1,4 3,5 | 0,62 0,41 1,2 3,6 |
Удельный вес нефти I пласта определялся по 35 пробам сепарированной нефти из 29 скважин, II - по 9 пробам из 7 скважин, III - по 10 из 9 скважин. Средняя величина по этим пробам для I пласта равна 936 кг/м3, для II - 938 кг/м3, для III пласта - 935 кг/м3.
Количество смолисто-асфальтеновых веществ в нефти I пласта довольно значительно. В нефти II и III пластов несколько занижено содержание асфальтенов, что не характерно для тяжелых нефтей. В нефти полностью отсутствуют бензиновые фракции, температура начала кипения в среднем 236 °С, выход фракций до 300 °С в среднем составляет 22 %.
Вязкость Катанглийской нефти очень высокая и при 20 °С нефть только капает. Содержание серы низкое и изменяется в пределах 0,46% - 0,65%, составляя в среднем 0,53%, содержание акцизных смол высокое от 38% до 44,5%, составляя в среднем 41%. Температура вспышки катанглийских нефтей 108–116 °С.
Объемный коэффициент пластовой нефти, в связи с тем, что глубинные пробы не отбирались, определялся по методике М.И.Максимова, при этом принималось, что на начало разработки залежи, нефть не содержала растворенного газа. По соответствующим графикам определялись поправки к плотности при среднем пластовом давлении и температуре пласта. Пересчетный коэффициент определялся делением единицы на объемный коэффициент. Таким образом, пересчетный коэффициент для нефтей месторождения Катангли практически равен единице. В связи с отсутствием замеров начального давления в залежах, среднее пластовое принималось равным гидростатическому.
Температура застывания нефтей ниже -20 °С. По групповому составу нефти относятся к нафтеноароматическому типу.
Нефти I, II и III пластов по своему химическому составу близки между собой и являются тяжелыми, высокосмолистым, малосернистыми и беспарафиновыми.
Средний удельный вес нефти II пласта составляет – 0,937 кг/см3.
Вязкость Катанглийской нефти очень высокая и при 20 ºС по Энглеру нефть только капает. Среднее содержание в среднем: серы – 0,53, акцизныхсмол– 41%, температуравспышки– 108-116 оС.
На Александровской площади нефть в пластовых условиях имеет меньшую плотность (0,792 г/см3) и вязкость (2,02 ∙ 10 –3 Па ∙ с).
В компонентных составах нефтяного газа, выделившегося при однократном разгазировании, в стандартных условиях, преобладает метан (29,21%) и присутствует азот до 6,06%.
Нефти терригенной толщи нижнего карбона также имеют различные параметры. Так, давление насыщения нефти газом изменяется от 2,5 ∙ 106 до 6,85 ∙ 106 Па. В компонентных составах нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти выделены углеродистые соединения от метана до гексана. Сероводород присутствует в количестве 0,8 – 1,4%.
Начальное газосодержание изменяется от 13,3 до 27,3 м3/т и в среднем 22 м3/т. В целом нефти терригенной толщи нижнего карбона высоковязкие (12,4 ∙ 10-3 Па ∙ с), тяжелые (0,884 – 0,980 г/см3), смолистые (13,2% масс) и парафинистые (3,2 –3,5%).
1.4.2 Физико-химические свойства воды
В нефтеносных пластах I, II и III содержится законтурная вода. Низкие значения минерализации по II пласту объясняются, вероятно, тем, что в пробах пластовой воды содержаться примеси фильтрата бурового раствора. Значение минерализации очень близки по каждому пласту и в среднем колеблется от 28 до 15 мгэкв/100 г. Состав вод преимущественно хлоридный, натриевый, гидрокарбонатно-натриевого и хлоридно-кальциевого типов (таблица 4).
Таблица 4 –Физико-химическаяхарактеристикаводы
| Плотность, кг/м3 | Содержание ионов, мгэкв/л | Общая минерализация 0,15 % | |||||
| Cl- | SO-4 | HCO-3 | Ca++ | Mg++ | Na+ + K+ | ||
| II пласт | |||||||
| 1001,1 | 84,2 | 0,3 | 16,2 | 1,8 | 0,3 | 93,6 | 13 |
1.4.3 Свойства растворенного газа
В таблице 5 представлены свойства и составы растворенного газа в зависимости от эксплуатируемого пласта.
Таблица 5 - Свойства и состав растворенного в нефти газа
| Показатели | Объекты | ||
| I | II | III | |
| Относительная плотность | - | 1,0521 | 1,191 |
| Средний молекулярный вес, г/моль | 28,9 | 29,9 | 35,7 |
Продолжение таблицы 5
| Показатели | Объекты | ||
| I | II | III | |
| Объемное содержание в газе, %: метана этана пропана и-бутана н-бутан и-пентан н-пентан азот сероводород углекислый газ гексанов+высшие | 44,3 21,2 15,5 1,9 4,4 0,7 13 0,7 - - 1,0 | 40,4 19,2 18,5 1,9 4,7 1,0 1,1 12,3 - - 0,9 | 23,62 13,13 20,10 2,78 8,21 1,67 3,02 20,7 0,7 5,1 1,07 |
1.5 Состояние разработки месторождения
За весь период разработки добыча нефти составит 7238 тыс.т. Суммарная закачка пара - 19210 тыс.т. Максимальный дебит 1 скважины- 1,66 т/сут. Темп нагнетания принимается 40 т/сут. при сухости пара на забое нагнетательной скважины 0,5. Годовой объем закачки в среднем составит 650 тыс.т. В качестве источника пара планировалось использование парогенераторов УППГ - 9/120. При условии, что плотности сетки составит 500 м2/скв., предполагалось бурение 296 скважин, в том числе 42 - нагнетательные.
Если бурение скважин проходило достаточно слаженно и планомерно, то объемы применения и эффективность тепловых методов оставляют желать лучшего. С 2010 г. началось падение нефтедобычи, после заметного роста во второй половине 00-х годов. Первопричина - отсутствие надежного источника пара. Поэтому тех схема 2005 г. была в 2011 году пересмотрена и выработан новый документ.
В нем предусматривалось, если принять во внимание II вариант, обеспечить достижение максимальной закачки пара в объеме 626 тыс.т. Темп закачки - 80 т/сут. при сухости пара 0,3. В 2012 году удалось приостановить падение в нефтедобыче из залежей месторождения Катангли. Уровни добычи нефти стабилизировались на отметке 73-75 тыс.т (рисунок 2).
Рисунок 2 – Динамика добычи нефти по месторождению Катангли
Рост добычи нефти в 2011 году по залежи II пласта III блока обусловлен вводом новых пробуренных скважин и вводом под тепловое воздействие новых элементов нагнетания пара. Удалось увеличить добычу нефти по I пласту I и II блоков, II пласту II блока за счет перевода паронагнетательных скважин под закачку воды для продвижения паровой оторочки, увеличились отборы жидкости, по залежам наблюдается избыточное давление.
По месторождению Катангли в 2018 году удалось достичь уровня добычи нефти -162,613 тыс.т. (суточная добыча нефти - 445 т/сут.), что составляет выше планового на 5,663 тыс.т.. Прирост добычи нефти от теплового воздействия на пласт и закачки воды для продвижения паровой оторочки составил - 94,606 тыс.т., что выше планового на 1,606 тыс.т.
Обводненность добываемой продукции увеличилась до 87.6 % и составила - 87,9 %. На постепенный рост процента обводненности сказывается внедрение процесса проталкивания паровой оторочки закачкой подтоварной воды по четырем объектам (I пласт I и II блоков, II пласт II блока и III пласт II блока).
В 2016 году на баланс была принята из бурения 1 скважина, после проведения ПТО по определению герметичности заколонного пространства. Обустроено и введено в эксплуатацию 11 новых нефтяных скважин, из них 1 скважина из наблюдательного фонда, две скважины из поглотительного фонда, 6 скважин - из консервации (ранее пробуренный фонд). В нагнетательном фонде изменения произошли за счет перевода в нагнетательный фонд 1 скважины из нефтяного фонда.
Однако в разработке месторождения по-прежнему не устранены существенные проблемы. К разряду хронологическим уже можно отнести вопрос обеспечения необходимой сухости пара. Коэффициент сухости остается низким, не выше 0,45, по сути, ведется нагнетание агента, близкого по своим параметрам горячей воде. Это не только снижает эффективность процесса, но создает угрозу гидроразрыва пластов и, при перекомпенсации закачкой отборов, не исключает возможность выбросов.
По всем объектам, за исключением I блока, хотя и в разной степени, происходит рост пластового давления (статических уровней, избыточного давления на устье скважины), отмечены случаи переливов скважин жидкостью. Особенно эти процессы интенсифицировались, по полям нагнетания I, II и III пластов II блока, где перешли на проталкивание паровой оторочки закачкой воды, по I пласту III блока. При этом отборы жидкости по элементам нагнетания отстают от оптимально необходимых уровней.
Следующей проблемой остается значительное число простаивающих, включая бездействие, скважин. Основная причина - низкий МРП из-за интенсивного образования песчаных пробок.
Таким образом, на момент начала 2019 г. эксплуатационный фонд скважин составляет 415 скважины. Из них в действующем фонде (таблица 6):
дающие нефть - 393 скважины;
простаивающие – 14 скважин,
бездействующий фонд - 8 скважин;
наблюдательный фонд - 10 скважин;
поглотительный фонд - 12 скважин;
- скважины, находящиеся в консервации - 61 скважин;
- скважины, находящиеся в ожидании ликвидации - 6 скважин;
- ликвидированные скважины - 243 скважины;
- всего фонд нефтяных скважин - 753 скважины;
- нагнетательный фонд - 113 скважин, из них:
- всего общий фонд скважин составляет - 866 скважин.
Таблица 6 - Динамика фонда скважин по месторождению Катангли
| Фонд скважин | На 01.01.17 г. | На 01.01.18 г. | На 01.01.19 г. |
| Эксплуатационный | 393 | 422 | 415 |
| Действующие | 373 | 407 | 407 |
| Дающие продукцию | 343 | 392 | 393 |
| Простаивающие | 30 | 15 | 14 |
| Бездействующие | 20 | 15 | 8 |
| В ожидании освоения | 0 | 0 | 0 |
| В консервации | 86 | 60 | 61 |
В данный момент под закачкой пара находятся 59 скважин, как правило, воздействие скважин находящихся под ПТО приходится на весь куст: 1 нагнетательная скважина и 3-5 эксплуатационных. Также для поддержания пластового давления используют нагнетательные скважины под закачку технической пластовой воды - 23 скважины. Средняя обводненность месторождения составляет 86-89 %, а на некоторых скважинах и 99 %.
Т.к. месторождение находится на последней стадии разработки, то скважины эксплуатируются искусственным способом, а именно глубинными штанговыми насосами (ШГН) и винтовыми насосами. По состоянию на начало 2019 года скважины эксплуатирующиеся способом ШГН насчитывается в количестве 378 шт., винтовыми насосами в количестве 21 шт. На скважинах, способ эксплуатации которых ШГН, используют насосы типа НН2Б-57 и НН2Б-44, в зависимости на каком режиме работает скважина, и на устье скважин используются станки качалки типа СКД-3. Т.к. на месторождении добываемая продукция вязкая нефть, то на нем был внедрен и способ эксплуатации винтовыми насосами, т.к. винтовые насосы лучше работают в условиях вязких нефтей, на устье устанавливается редуктор типа РВВ-200-20 или ПСРЦВ-200-20 с электродвигателем. Существуют также и трудности при извлечении продукции из скважин. В основном это песконесучесть скважин, что приводит к образованию песчаных пробок в стволе скважин и уменьшению МРП скважин. Винтовые насосы намного лучше выносят песок из скважины, но т.к. на скважинах данного месторождения маленькие глубины (100-200 м), то песчаные пробки образуются быстрее, чем на скважинах эксплуатирующихся способом ШГН. Также для борьбы с пескопроявлениями на скважинах производят крепление ПЗП цементно-алюминевой стружкой (ЦАС) и карбамидной смолой (Крепитель-М).
2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1 Краткий обзор литературы
Методы теплового воздействия на ПЗП являются перспективными для добычи высоковязкой нефти и нефти с неньютоновскими свойствами. Однако существуют месторождения с такими условиями залегания и свойствами нефти, при которых тепловые методы воздействия могут оказаться единственными, допускающими промышленную разработку.
Если пластовая температура равна или близка к температуре начала кристаллизации парафина в пластовых условиях, то вытеснение нефти холодной водой приведет к охлаждению пласта, выпадению парафина и закупорке пор, что усилится при сильной послойной неоднородности пласта. Нагнетаемая холодная вода, быстро продвигаясь по наиболее проницаемому прослою, станет источником охлаждения выше и ниже залегающих менее проницаемых прослоев. Охлаждение приведет в лучшем случае к загустению нефти, а в худшем - к выпадению растворенных парафинов в твердую фазу и консервации запасов нефти в пропластках. Указанные особенности свойств нефти и сильная послойная неоднородность пласта могут привести к получению значительного эффекта при закачке в такой пласт теплоносителя. В этом случае горячая вода (или пар), проникая по хорошо проницаемому прослою, будет прогревать выше и нижезалегающие слои пласта, что приводит к снижению вязкости нефти и способствует более полному извлечению запасов.
Методы теплового воздействия на пласт перспективны как методы увеличения нефтеотдачи пластов и как едва ли не единственный способ добычи высоковязкой нефти и битумов. Различают следующие основные виды тепловых методов:
- закачка в пласт горячих теплоносителей (вода и пар);
- создание внутрипластового подвижного очага горения;
- циклическая тепловая обработка призабойной зоны пласта.
Если первые два технологических процесса относятся к методам воздействия на пласт, то последний имеет большее отношение к методам воздействия на призабойную зону пласта. Наилучшие теплоносители среди технически возможных - вода и пар. Это объясняется их высокой энтальпией (теплосодержанием на единицу массы). Вообще теплосодержание пара выше, чем воды, однако с увеличением давления они приближаются друг к другу
С увеличением давления нагнетания преимущества пара по сравнению с водой уменьшаются, если их оценивать только с позиций количества вводимой в пласт теплоты. Это также указывает на то, что наибольшая эффективность достигается при закачке пара в неглубокие скважины, когда требуются низкие давления. Следует иметь в виду, что теплосодержание единицы объема пара меньше, чем воды, и особенно при низких давлениях. Однако приемистость нагнетательных скважин при закачке пара выше, чем при закачке воды, вследствие меньшей вязкости пара.
При движении горячей воды по трубопроводам и пласту происходит ее охлаждение. При движении пара такого снижения температуры не происходит благодаря скрытой теплоте парообразования и изменению его сухости.
2.2 Описание технологии
Слабым звеном в реализации всех схем является неудовлетворительное пароснабжение системы нагнетания. Наиболее эффективным и более применяемым методом была паротепловая обработка призабойной зоны пластов.
Паротепловое воздействие на пласт: основной способ паротеплового воздействия на нефтяной пласт представляет собой закачку расчетного объема теплоносителя через нагнетательные скважины, создание тепловой оторочки и последующее продвижение ее по пласту в сторону добывающих скважин закачиваемой холодной водой.
Механизм извлечения нефти из пласта при нагнетании в него горячего рабочего агента основывается на изменениях свойств нефти и воды, содержащихся в пласте, в результате повышения температуры. С повышением температуры вязкость нефти, ее плотность и межфазовое отношение понижаются, а упругость паров повышается, что благоприятно влияет на нефтеотдачу.
В качестве рабочего агента применяются преимущественно водяной пар и горячая вода. Они характеризуются высокой удельной теплоемкостью и хорошими нефтевытесняющими способностями.
Нефтяной пласт, в процессе закачки пара нагревается в первую очередь за счет использования скрытой теплоты парообразования. При этом пар, распространяясь по первому пространству, конденсируется. Дальнейший прогрев пласта осуществляется уже за счет использования теплоты горячего конденсата, в результате чего последний охлаждается до начальной температуры пласта.
При вытеснении нефти паром имеет место улучшение испарение углеводородов за счет снижения их парциального давления. Снижение парциального давления связано с наличием в зоне испарения паров воды. Из остаточной нефти испаряются легкие компоненты и переносятся к передней границе паровой зоны, где они снова конденсируются и растворяются в нефтяном валу, образуя оторочку растворителя, которая обеспечивает дополнительное увеличение нефтеотдачи.
При паротепловом воздействии (ПТВ) в пласте образуются три характерные зоны: зона вытеснения нефти паром; зона горячего конденсата, где реализуется механизм вытеснения нефти водой в неизотермических условиях, и зона, не охваченная тепловым воздействием, где происходит вытеснение нефти водой пластовой температуры. Процессы, происходящие в каждой из этих зон, испытывают взаимное влияние. Увеличение нефтеотдачи при тепловом воздействии, по сравнению с извлечением нефти путем закачки холодной воды, объясняется действием трех основных факторов: улучшением подвижности нефти и воды, улучшением проявления молекулярно-поверхностных сил в пласте и тепловым расширением пластовых систем. Фактическая дополнительная нефтеотдача за счет перегонки паром будет определяться составом нефти.
Увеличение нефтеотдачи пласта при закачке пара достигается за счет снижения вязкости нефти, что способствует улучшению охвата пласта воздействием, за счет расширения нефти, перегонки ее паром и эстрагирования растворителем, что повышает коэффициент вытеснения.
Вязкость нефти резко снижается с увеличением температуры, особенно в интервале 20-80 °С. Так как дебит нефти обратно пропорционален ее вязкости, то производительность скважин может быть увеличена в 10-30 раз и более.
Наиболее высокая скорость снижения вязкости отмечается при начальном увеличении температуры. При достижении определенной температуры снижение вязкости замедляется. Высоковязкие нефти со значительной плотностью обладают большим темпом снижения вязкости. С повышением температуры вязкость нефти уменьшается более интенсивно, чем вязкость воды, что также благоприятствует повышению нефтеотдачи.
Снижение вязкости нефти при ее подогреве ведет к увеличению коэффициента подвижности нефти, что оказывает существенное влияние на коэффициент охвата пласта вытесняющим агентом, как по толщине пласта, так и по площади.
В процессе закачки пара, нефть в зависимости от состава может расширяться, за счет чего появляется дополнительная энергия для вытеснения пластовых жидкостей. При вытеснении легкоиспаряющейся нефти высокотемпературным паром более легкие фракции нефти переходят в паровую фазу, т.е., возможна перегонка нефти. В более холодной зоне пласта эти фракции конденсируются, образуя впереди паровой зоны вал растворителя или смешивающийся вал. Увеличению нефтеотдачи при ПТВ могут способствовать эффект газонапорного режима, изменение относительных проницаемостей и подвижностей и др. Влияние отдельных факторов на нефтеотдачу при вытеснении нефти паром оценивается следующим образом: за счет снижения вязкости нефти, эффекта термического расширения, эффекта дистилляции, эффекта газонапорного режима, эффекта увеличения подвижностей.
С целью повышения эффективности процесса и рационального использования внесенного в пласт тепла (после создания тепловой оторочки, составляющей 0,6-0,8 порового объема пласта) оторочку продвигают к забоям добывающих скважин ненагретой водой путем закачки ее в те же нагнетательные скважины.
Как заводнение процесс вытеснения нефти паром предусматривает непрерывное нагнетание пара в пласт. По мере продвижения через пласт пар нагревает породу и содержащуюся в нем нефть и вытесняет ее по направлению к добывающим скважинам.
Эффективность процесса вытеснения нефти теплоносителем зависит от термодинамических условий пласта, свойства пластовых жидкостей, пористой среды, применяемой технологии и других факторов и может изменяться в широких пределах.
На механизм вытеснения жидкости существенно влияют поверхностные свойства системы нефть - вода - порода. С повышением температуры уменьшается толщина адсорбционного слоя поверхностно-активных молекул нефти на поверхности поровых каналов, в результате чего проницаемость пласта для нефти увеличивается.
2.3 Применяемая техника, оборудование и материалы
В качестве рабочего агента применяются преимущественно водяной пар и горячая вода. Они характеризуются высокой удельной теплоемкостью и хорошими нефтевытесняющими способностями.
Для осуществления закачки пара и воды в необходимых объемах на месторождении Катангли, кроме существующих парогенерирующих 2 установок (В-4000), построено УПГ-9/120 с общей производительностью 780 тыс. т. (таблица 7).
Таблица 7 –ХарактеристикаЦПГ-60
Показатели | УПГ |
| Паропроизводительность, т/ч | 9 |
| Давление рабочее, кгс/см2,(Мпа) | 60-120 (5,88-11,8) |
| Температура насыщения пара, оС | 324 |
| Степень сухости пара | 0,8 |
| Вид топлива | Газ |
| Расход топлива, нм3/час | 750 |
| Мощность электродвигателей, кВт | 200 |
С целью продвижения тепловой оторочки используется подтоварная вода. Подтоварная вода не содержит примесей и компонентов, отрицательно влияющих на промысловое оборудование, состояние нефтяного пласта и окружающей среды. ПТО скважин на месторождении «Катангли» проводится с помощью передвижных парогенераторных установок (ППУ), схема которой представлена на рисунке 3.
Рисунок 3 - Схема передвижной парогенераторной установки (ППУ)
Основные технические характеристики ППУ представлены в таблице 8.
Таблица 8 - Основные технические характеристики ППУ
| Параметр | Значение |
| Расчётное давление пара, Мпа (кгс/см2) | 0,065 (0,65) |
| Расчётная температура нагретого пара, °С | 115 |
| Паропроизводительность, кг/час | 315 |
| Поверхность нагрева, м2 | 10 |
| Ёмкость котла рубашки, м3: водяной паровой | 0,59 0,065 |
| Применяемый продукт горения | дизельное топливо |
2.4 Обоснование выбора обработки
Месторождение Катангли характеризуется относительно мощными нефтяными пластами (18-35 м), залегающими на сравнительно небольшой глубине 80-150 м и насыщенными тяжелой высоковязкой нефть. Месторождение разрабатывалось длительное время в режиме истощения. Попытки интенсифицировать разработку путем заводнения оказались неэффективными вследствие быстрых прорывов воды. Наличие высоковязкой нефти, незначительная глубина залегания и небольшая мощность пластов обусловили возможность успешного применения на месторождении тепловых методов воздействия, которые основаны на благоприятном изменении физических свойств, пластовых флюидов и коллектора при введении в пласт тепловой энергии и увеличении температуры.
Далее будут рассмотрены основные характеристики по месторождению, и в частности по II пласту II блока, для подтверждения необходимости применения данного метода.
Тепловое воздействие на пласт связано с вводом в пласт тепловой энергии, повышением температуры и улучшением условий перемещения нефти, что в конечном итоге должно привести к увеличению степени извлечения нефти. Существенной особенностью процесса является то, что теплоперенос и массоперенос в нефтяном пласте происходит с разными скоростями, что тепловой фронт обычно отстает от фронта вытеснения.
Указанные особенности требуют рассчитывать изменения температурного поля в пласте, учитывать его влияние на фильтрационные характеристики флюидов и на характер вытеснения нефти из пористой среды. При расчете процесса необходимо также учитывать теплопотери в стволе и в самом нефтяном пласте.
Необходимость учета теплопотерь при движении теплоносителя по стволу скважины выдвигает требования ограничения глубины залегания объекта. На месторождении Катангли глубина залегания II пласта II блока - до 150 м.
Следовательно, использование тепловой энергии при нагнетании в пласт теплоносителей улучшается с сокращением путей фильтрации и с увеличением толщины самого пласта. Это накладывает дополнительные требования к толщине объекта и влияет на выбор системы расположения и плотности размещения нефтяных скважин.
В процессе нагнетания теплоносителя в пласт образуется 2 зоны: зона, охваченная тепловым воздействием и зона, неохваченная тепловым воздействием. Температурная обстановка в пласте оказывает решающее значение на механизм вытеснения нефти. Так, в зоне, не охваченной тепловым воздействием, реализуется механизм вытеснения нефти водой в изотермических условиях. В зоне горячего конденсата реализуется механизм вытеснения нефти в неизотермических условиях при изменении температуры от температуры насыщенного пара до, начальной пластовой зоны. В зоне пара реализуется механизм вытеснения нефти паром. Процессы в каждом из указанных выше зон взаимосвязаны. Увеличение нефтеотдачи при тепловом воздействии, по сравнению с извлечением нефти путем закачки холодной воды, объясняется действием трех основных факторов: улучшением отношения подвижностей нефти и воды, улучшением проявления молекулярно-поверхностных сил в пласте и тепловым расширением пластовых систем.
На механизм извлечения нефти оказывают влияние процессы, происходящие в зоне пара. В этой зоне главным дополнительным фактором является перегонка нефти паром, заключающаяся в дистилляции относительно легких компонентов оставшейся в этой зоне нефти. Фактическая дополнительная нефтеотдача за счет перегонения паром будет определяться составом нефти.
Эффективность вытеснения нефти паром определяется величиной остаточной нефтенасыщенности в зоне пара. Величина остаточной нефтенасыщенности в зоне пара определяется термическими и дистилляционными свойствами нефти, а также температурой пара (величиной остаточной нефтенасыщенности для Катангли – 17 %.
Технология добычи нефти с помощью термического метода можно разделить на два этапа: 1 –созданиетепловойоторочки, 2 –перемещениепопластупаровойоторочки.
Определяющим значением эффективности метода является необходимый размер тепловой оторочки, то есть первоначальный прогрев пласта.
2.5 Расчётная часть
При определении пригодности залежи для успешной разработки рассматриваемым методом необходимо учитывать: свойства пластовых жидкостей, глубину залегания, толщину нефтяного пласта и неоднородность, свойства нефтесодержащего коллектора и окружающих пород, насыщенность порового пространства пластовыми жидкостями, особенности геологического строения.
В таблице 9 представлена сравнительная характеристика рекомендуемых параметров и фактических данных по месторождению в целом, и по объекту.
Таблица 9 –СравнительнаятаблицадляПТО
| Параметры | Рекомендуемые | Фактические по месторождению Катангли | II пласт II блок |
| Глубина залегания, м | до 700-1000 | 50-250 | 150 |
| Мощность пласта, м | более 6-10 | 16-25 | 24,4 |
| Пористость, % | более 18 | 30-33 | 32 |
| Проницаемость, мД | более 100 | более 950 | 588 |
| Вязкость пластовой нефти, мПа*с | более 50 | 1500-3600 | 1650 |
| Плотность пластовой нефти, г/см3 | более 0,880 | 0,936 | 0,937 |
| Нефтенасыщенность к началу процесса, % | более 40 | 54,6-65,7 | 64 |
| Угол наклона, град. | не ограничен | 10 | 10 |