диплом Эффективность ТЦВП и ТЦВП-УЭ (Гремихинское). Дипломный проект руководитель проекта Кудинов В. И. Консультанты Общий раздел Кудинов В. И
 Скачать 1.51 Mb.
|
|
2.2.3. Технология ТЦВП В основе существующих способов ПТВ лежит ввод тепла в пласт путем нагнетания теплоносителя через нагнетательные скважины и отбор продукции из окружающих добывающих скважин. В этом случае создается однонаправленное вытеснение нефти в системе «нагнетательная -добывающие скважины». В зависимости от схемы размещения скважин и характера неоднородности объекта воздействия формируются области (а часто только каналы) токов активной фильтрации и области, не охваченные вытеснением - застойные зоны или, как принято их называть, «целики». Опыт показывает, что запасы нефти таких целиков могут быть весьма велики и соизмеримы с запасами областей, охваченных вытеснением. Ввод теплоносителя в пласт циклически (с «паузами») позволяет увеличить нефтеизвлечение. Однако в силу малых скоростей перемещения «теплового фронта» фонд добывающих скважин «обречен» работать в течение длительного времени в неблагоприятных «холодных» условиях. Кроме того, теплоноситель как агент воздействия имеет высокую динамичность потерь тепла в окружающие непродуктивные пласты, что определяет необходимость применения сравнительно плотных сеток скважин при нагнетании теплоносителя в пласт. Таким образом, известные способы разработки имеют ряд существенных недостатков: 1) необходимость применения плотных сеток скважин приводит к неоправданным высоким капитальным вложениям на разработку залежей; 2) каждая нагнетательная скважина обеспечивает воздействие на определенные запасы нефти; 3) технологии нагнетания теплоносителя в «центральные» нагнетательные скважины неизбежно оставляют большие «целики», не охваченные воздействием; 4) теплоноситель, в течение длительного времени прокачиваемый через скважину, выполняет на большей части своего пути малоэффективную работу как агент вытеснения, одновременно теряя свое ценнейшее качество -тепло. Отсюда все известные способы с нагнетанием теплоносителя в пласт имеют сравнительно низкую тепловую эффективность процесса воздействия. Технологическая сущность теплоциклического воздействия на пласт заключается в нагнетании заданного (найденного расчетным путем в зависимости от схемы размещения скважин и геологической характеристики участка залежи) количества теплоносителя в данный элемент залежи через паронагнетательную и сгруппированные через одну добывающие скважины. Нагнетание теплоносителя в паронагнетательную скважину ведется систематически (в принятом наиболее эффективном ресурсосберегающем режиме), а в добывающие - циклически, с переменой их функций по закачке и отбору. Технология разработана применительно к площадным схемам размещения скважин. В частности, для 7-точечного площадного элемента с центральной нагнетательной скважиной осуществление одного полного цикла ТЦВП включает следующие технологические приемы: 1) на первом этапе теплоноситель нагнетают в пласт одновременно через центральную нагнетательную и три добывающие скважины, расположенные через одну на вершинах шестиугольника; отбор жидкости ведут через оставшиеся три (через одну) добывающие скважины; 2) на втором этапе цикла группы добывающих скважин меняются функциями: находящиеся под закачкой теплоносителя переводятся на режим отбора, а добывающие - под нагнетание теплоносителя; 3) на третьем этапе цикла все добывающие скважины переводятся на режим отбора, закачку теплоносителя осуществляют через центральную скважину.; Технология предусматривает осуществление трех-пяти таких циклов, после чего переходят к завершающей стадии вытеснения остаточной нефти холодной водой через центральную скважину с переводом всех добывающих скважин в режим отбора. В данной технологии конечный коэффициент нефтеизвлечения можно оценивать согласно
где h1 - коэффициент нефтеизвлечения для площади 5; h2 - коэффициент нефтеизвлечения для площади 82, S1 - площадь элемента, охваченная вытеснением от действия центральной нагнетательной скважины; S2 - площадь «целиков» нефти; S = S1 +S2 - площадь элемента. В технологическом процессе от цикла к циклу происходит наращивание извлечения нефти из «целиков». В начале процесса вытеснения создание противодавления в направлениях 0-2, 0-4, 0-6 приводит к формированию выраженных зон фильтрации от каждой из нагнетательных скважин к добывающим скважинам (см. рис. 5). При этом площадь «целиков» нефти фактически перекрывается зоной вытеснения от нагнетательных скважин 2, 4, 6. А из этого следует, что с самого начала теплового воздействия начинается процесс извлечения нефти изцеликов». Аналогичная картина будет иметь место и на втором этапе цикла, когда противодавление создастся в направлениях 0-1. 0-3, 0-5. Произойдетдальнейшее увеличение выработки «целиков». На первых двух этапах цикла вытеснение нефти из «целиков» характеризуется тем, что часть вытесненной нефти поступает в добывающие скважины, а другая часть оттесняется за пределы «целиков», в зону охвата вытеснением от центральной нагнетательной скважины. На третьем этапе цикла эта часть нефти подхватывается потоком жидкости от воздействия центральной скважины и выносится к добывающим скважинам. Трех-пяти циклов достаточно, чтобы обеспечить равномерность (симметричность) охвата площади «целиков» вытеснением. Достоинством циклического процесса является также и то, что при этом имеет место периодическая смена направлений фильтрационных потоков, способствующая, как известно, увеличению нефтеизвлечения в неоднородных пластах. Кроме того, циклический процесс направлен и на ограничение обводнения добывающих скважин в период нагнетания теплоносителя в пласт. Следует отметить, что большое количество циклов в процессе ТЦВП нецелесообразно, т.к. в этом случае порции теплоносителя, вводимые в пласт через добывающие скважины, становятся настолько малыми, что они будут обеспечивать лишь тепловые обработки призабойных зон скважин, не обеспечивая прямого гидродинамического вытеснения нефти между соседними добывающими скважинами. Таким образом, к концу периода нагнетания теплоносителя достигается определенный «конечный» коэффициент нефтеизвлечения для - зоны «целиков» - h2. Можно считать, что в дальнейшем, при переходе к стадии нагнетания не нагретой воды через одну центральную скважину, роста значения h2 не будет, а будет возрастать только значение h1. Поскольку часть теплоносителя, предназначенного для прогрева элемента, в технологии ТЦВП вводится через систему добывающих скважин, для конечного значения коэффициента нефтеиз влечения h1будет иметь место неравенство h1 >  h1 где h1 - коэффициент нефтеизвлечения в зоне охвата вытеснением при технологии, когда всё нагнетание вытесняющих агентов осуществляется через одну нагнетательную скважину. Однако, как показывают расчеты, в сумме коэффициент нефтеизвлечения при ТЦВП, вычисленный по формуле ( 1 ), будет больше h1 > h1 что свидетельствует о большей технологичности процесса ТЦВП 2.2.4. Технология ТЦВП-УЭ В 1998 году была разработана технология тегатоциклического воздействия на пласт на укрупненном элементе. Авторами данной технологии являются Кудинов В. И. , Дацик М. И., Малюгин В. М., Колбиков В. С. Залежь вскрывают равномерной треугольной сеткой добывающих наг-нетательных скважин с формированием площадных 13-точечных обращенных элементов разработки по 6 скважин в каждом концентрическом ряду (рис.6). Закачку теплоносителя в центральную скважину осуществляют в режиме ИДТВ(П). Расчетное количество теплоносителя распределяют между центральной нагнетательной скважиной и окружающими нагнетательными скважинами в соответствии с определенным выражением. Технологическая сущность для укрупненного элемента совпадает с сущностью 7-точечного участка. При этом добывающие скважины, входящие в УЭ находятся в режиме постоянного отбора, что приводит к дополнительному увеличению коэффициента охвата. На 1.01.2004 с начала внедрения ТЦВП-УЭ закачано всего 3457,4 тыс.т. агента, в том числе 2694,5 тыс.т. горячей воды и 762,9 тыс.т. холодной, за счет этого дополнительно добыто 1393,7 тыс.т нефти. 2.3. Эффективность применения технологий теплового воздействия на пласт Как показала история развития работ по испытанию и промышленному внедрению методов теплового воздействия, залежь нефти пласта А-4 башкирского яруса явилась благоприятным объектом, а применяемые технологии - эффективными и в технологическом и в экономическом отношении. Главными положительными геологическими факторами залежи явились: большая нефтенасыщенная толщина объекта воздействия, высокая насыщенность коллекторов нефтью и высокая вязкость пластовой нефти. Факторы, осложняющие применение методов: большая глубина залегания объекта при отсутствии в отрасли надежных технических средств по тепловой защите конструкций паронагнетательных скважин, наличие карбонатного коллектора сложной (неоднородной) порово-трещинной характеристики и наличие подошвенного водяного бассейна. Каждый из отметенных из положительны и отрицательных факторов геологического строения залежи, безусловно отразились на выборе технологий теплового воздействия, схеме размещения скважин, выборе параметров нагнетаемого агента и режиме нагнетания. Выше отмечалось, что за историю разработки залежи проведен целый комплекс научно-исследовательских работ по созданию технологий воздействия применительно к конкретным геологическим условиям, опытно- промышленных работ по испытанию и практическому опробыванию технологий и промышленных работ по внедрению высокоэффективных методов повышения нефтедвижения. Промышленное развитие получили технологии нагнетания теплоносителя в пласт с созданием тепловой оболочки и последующим нагнетанием холодной (не нагретой) воды (ВГВ), импульсно-дозированного теплового воздействия (ИДТВ) , ИДТВ (П), ТЦВП и ТЦВП УЭ. За 2004 год за счет тепловых методов добыто 514,6 тыс.т. нефти, в том числе за счет технологий: ВГВ-129,7 тыс.т. ИДТВ (П) –178,8 тыс.т. ТЦВПУЭ-206,1 тыс. Результаты теплового воздействия на Гремихинском месторождении приведены в таблицах 6 . Таблица 6 Добыча нефти за счет тепловых методов
Эффективность технологий можно оценить по расходу горячей воды . Анализ состояния разработки южной периклинали башкирской залежи, неохваченной тепловым воздействием, показывает, что темпы отбора и выработка запасов в этой зоне очень низкие. За 12 лет разработки текущий коэффициент нефтеизвлечения в этой зоне составляет всего 0,049, тогда как по залежи утвержденный конечный коэффициент нефтеизвлечения на естественном режиме равен 0,126. Основные параметры технологического процесса нагнетания теплоносителя следующие: - парогенерирующих средств - 12 штук (9 УПГ, 1 «Даниэл», 2 «Проджектора»; - темп нагнетания теплоносителя - 160-180 м /сут.; - температура на устье - 250-260 °С; - температура на забое - 220-230 °С; - давление на устье - 2-3 МПа; - необходимый объем тепловой оторочки для поддержания в пласте температуры Т эф. - 0,8 * V пор. На эффективности технологий сказалось также использование высококачественного термостойкого оборудования: термоизолированных НКТ, термостойких пакеров и арматуры. Потери тепла от парогенераторов до устьев скважин, минимальны, что в большой мере усиливает эффект применения тепловых методов. За 2004 год . С начала разработки
За счет применения новых тепловых технологий конечный коэффициент нефтеизвлечения достигнет: ИДТВ - 0,37 (импульсно-дозированное тепловое воздействие на пласт). ИДТВ (П) - 0,40 (импульсно-дозированное тепловое воздействие на пласт с паузами). ТЦВП УЭ-0,45 (теплоциклическое воздействие через систему нагнетательных и добывающих скважин). При ВГВ (воздействие горячей водой) - 0,29. При разработке на естественном режиме коэффициент нефтеизвлечения оценивается на уровне 0,12. По состоянию на 01.01.2004г. текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,21, при утвержденном - 0,392. Достоинства новых технологий теплового воздействия на пласт: - Высокий коэффициент нефтеотдачи (ИДТВ-37, ИДТВ (П)-40%, ТЦВПУЭ-45%). - Высокая тепловая эффективность и энергосбережение за счет сокращения теплопотерь пласта - Тэф. - Невысокие удельные затраты теплоносителя на 1 тонну добываемой нефти-1,6-2,1 т/т. - Экономика капвложений, эксплуатационных затрат. - Применение технологий на глубинах более 1000м. Анализ состояния разработки южной периклинали башкирской залежи, неохваченной тепловым воздействием, показывает, что темпы отбора и выработка запасов в этой зоне очень низкие. За 12 лет разработки текущий коэффициент нефтеизвлечения в этой зоне составляет всего 0,049, тогда как по залежи утвержденный конечный коэффициент нефтеизвлечения на естественном режиме равен 0,126. Основные параметры технологического процесса нагнетания теплоносителя следующие: - парогенерирующих средств - 12 штук ( 9 УПГ, 1 «Даниэл», 2 «Проджектора»); - темп нагнетания теплоносителя -160-180 м /сут.; - температура на устье - 250-260 °С; - температура на забое - 220-230 °С; - давление на устье - 2-3 МПа; - необходимый объем тепловой оторочки для поддержания в пласте температуры Т эф. - 0,8 * V пор. На эффективности технологий сказалось также использование высококачественного термостойкого оборудования: термоизолированных НКТ, термостойких пакеров и арматуры. Потери тепла от парогенераторов до устьев скважин, минимальны, что в большой мере усиливает эффект применения тепловых методов. |