цИКЛИЧЕСКАЯ ЗАКАЧКА ПАРА В СКВАЖИНУ. Исторически сложилось так, что первичная добыча из пластов с тяжелой нефтью до разработки методов термической добычи составляла 5% ooip или меньше

• Название: Исторически сложилось так, что первичная добыча из пластов с тяжелой нефтью до разработки методов термической добычи составляла 5% ooip или меньше
• Анкор: цИКЛИЧЕСКАЯ ЗАКАЧКА ПАРА В СКВАЖИНУ
• Дата: 20.10.2022
• Размер: 0.65 Mb.
• Имя файла: SCS.docx
• Тип: Документы; #745229

Исторически сложилось так, что первичная добыча из пластов с тяжелой нефтью до разработки методов термической добычи составляла 5% OOIP или меньше. Дебиты добычи были низкими, снижаясь со временем по мере истощения энергии пласта. Известно, что в некоторых скважинах снижение производительности было вызвано отложением твердых частиц, парафинов или асфальтов в районе ствола скважины. Продавка горячей нефтью или протирка скважины разбавителем, например керосином, может увеличить дебит, иногда в два или более раз, и скважина снова начнет снижаться. Попытки использовать забойные нагреватели для увеличения добычи нефти предпринимались, но в значительной степени отвергались. Циклическая обработка паром была обнаружена случайно на месторождении Мене-Гранде в Венесуэле в 1959 году, когда пар прорвался за обсадную колонну в паронагнетательной скважине. Эта скважина, которая ранее не давала нефти, давала нефть со скоростью от 100 до 200 баррелей в сутки, когда скважина была продута. Рис. 8.12 иллюстрирует реакцию скважины на месторождении Мидуэй Сансет на циклическую закачку пара. Открытие того, что закачка пара в пласт с тяжелой нефтью может увеличить производительность в 5-10 раз, стало историческим моментом в развитии методов термической добычи. Циклическая обработка паром быстро распространилась на Калифорнию, и к 1965 г. велись проекты по разработке большинства крупных залежей тяжелой нефти в Калифорнии. При циклическом воздействии пара пар закачивается в добывающую скважину на период от 2 до 4 недель. Скважину закрывают и дают «пропитаться» перед возобновлением добычи. Начальный дебит нефти высокий из-за пониженной вязкости нефти при повышенных пластовых температурах. Также наблюдается некоторое ускорение из-за повышения пластового давления вблизи ствола скважины. С течением времени температура зоны нагрева снижается за счет отвода тепла с добываемыми флюидами и теплопроводных потерь в над- и нижележащие пласты. Дебиты нефти снижаются по мере снижения температуры зоны нагрева и вязкости нефти. Когда добыча снижается до заданного уровня, инициируется еще один цикл закачки пара. В некоторых водоемах проведено до 20 циклов. Циклическая обработка паром предшествует паровому приводу в большинстве резервуаров. При малом расстоянии друг от друга во время закачки пара можно заметить интерференцию между скважинами. Это свидетельствует о том, что нагретые области соседних скважин могут перекрываться или что объем паровой пробки слишком велик. Если помехи возникают после проведения нескольких циклов, может быть уместно рассмотреть вопрос о переходе на паровой привод. Циклическая обработка паром предпочтительнее, когда энергия естественного пласта еще не исчерпана. Паровой двигатель используется, когда энергия резервуара истощается. В этом разделе представлены основные концепции циклического впрыска пара. Простые модели будут использоваться для иллюстрации процесса. Мы понимаем, что численные модели, имитирующие циклическую стимуляцию паром, широко используются для сопоставления полевых результатов и оценки результатов при использовании циклов, но использование таких симуляторов выходит за рамки этого текста.



8.3.1 Производственные механизмы — циклическая стимуляция паром. Коллекторы с тяжелой нефтью характеризуются вязкостью нефти при пластовых температурах порядка 100–10 000 сантипуаз. Когда в пласте имеется источник природной энергии для вытеснения нефти из пласта в добывающие скважины, дебит нефти контролируется главным образом сопротивлением потоку в непосредственной близости от ствола скважины. Циклическая закачка пара нагревает породу-коллектор вокруг ствола скважины и позволяет этой области оставаться при повышенной температуре в течение длительных периодов времени. Существенным требованием для успешной циклической обработки паром является источник естественной энергии пласта. Энергия пласта может быть доступна в виде (1) расширения флюида за счет нагнетания растворенного газа или снижения пластового давления, (2) естественного нагнетания воды, (3) гравитационного дренирования или (4) уплотнения. Примеры каждого из этих источников пластовой энергии можно найти в литературе, описывающей успешные проекты циклической закачки пара. Циклическая стимуляция паром исследуется, сначала рассматривая коллектор истощенного типа. Рассмотрим первичный дебит тяжелой нефти из пласта. Резервуар разрабатывается на участке площадью 10 соток. Проницаемость составляет 3 дарси, а мощность составляет 100 футов.



В Таблице 8.5 обобщены свойства пород-коллекторов и флюидов. Дебит нефти при пластовой температуре можно оценить при условии, что пластовая энергия достаточна для поддержания пластового давления на уровне 500 фунтов на квадратный дюйм при эффективном радиусе дренирования скважины, определяемом формулой



где A = расстояние между скважинами (10 акров) и = эффективный радиус дренирования (372 фута). Дебит нефти, когда давление в стволе скважины поддерживается на уровне , определяется уравнением 8.37, где используются нефтепромысловые единицы (баррели, дни, дарси, футы, сантипуазы и фунты на квадратный дюйм).



Если при открытии пластовое давление составляло 500 фунтов на квадратный дюйм, а вязкость при пластовой температуре составляла 1000 сантипуаз, начальный дебит нефти рассчитывается как



По мере истощения этого пласта пластовое давление падает, а дебит падает. Например, когда эффективное пластовое давление на границе составляет 50 фунтов на квадратный дюйм, а забойное давление (ЗД) в добывающей скважине поддерживается на уровне 10 фунтов на квадратный дюйм, дебит будет

Д алее рассмотрим эффекты нагрева небольшой области вокруг ствола скважины за счет нагнетания пара. Мы предполагаем, что паровая зона движется радиально от нагнетательной скважины и расположена справа, как показано на рис. 8.13. Паровая зона находится при Ts, а область за паровой зоной - при Tr. Если поток жидкости является радиальным, несжимаемым и находится в установившемся режиме, перепад давления между и определяется уравнением 8.38. При равенстве объемного расхода в пластовых условиях в прогретом и холодном регионах



Влияние повышения температуры до Ts на радиус можно определить, если предположить, что паровая зона имеет радиус 50 футов, а вязкость нефти составляет 2 сантипуаз при температуре пара. Затем,



На этой иллюстрации нагрев области вокруг ствола скважины на расстоянии 50 футов привел к увеличению дебита с 11,7 до 38,3 баррелей в сутки, т. е. приблизительно в три раза. Если бы стимуляция паром была применена до того, как энергия коллектора была исчерпана, первоначальный дебит после периода выдержки был бы



Этот расчет показывает, что реакция на циклическое воздействие пара в значительной степени определяется естественной энергией коллектора. В данной модели не учитывается снижение температуры прогретой зоны во времени, происходящее за счет потерь тепла и выноса тепла с добываемыми флюидами. В разд. 8.3.3 для учета тепловых потерь введена модель Боберга и Ланца. Вторым важным фактором отклика скважин на стимуляцию паром является устранение повреждения ствола скважины. Рассмотрим модель радиального потока, показанную на рис. 8.14, которая содержит поврежденную зону радиусом (ссылка 2) и проницаемостью с и будет дан как :



Объемный дебит в пластовых условиях одинаков во всех регионах, поэтому Условия, связанные с областью повреждения ствола скважины, также можно переписать как



Oпределяя скин-фактор для нагретого резервуара как



и перестановка дает

таким образом

если пренебречь влиянием температуры на ( = ), то



уравнение 8.46 – соответствующее выражение для дебита холодной нефти при повреждении ствола скважины.



Удобно ввести индекс продуктивности (PI) для исследования влияния циклического воздействия пара на повреждение ствола скважины. PI определяется как



Отношение PI для стимулированной скважины по сравнению с той же скважиной без стимуляции получается путем деления уравнения. 8.45 уравнением 8.46 и делением на .



В Таблице 8.6 представлен диапазон PI, в котором коэффициент вязкости в нагретой области уменьшается в 100 раз. PI представлены для трех сценариев повреждения ствола скважины. Эти результаты показывают, что поврежденные скважины более благоприятно реагируют на нагрев пласта, чем неповрежденные скважины, даже если повреждение ствола скважины не устранено. В случаях, когда повреждение ствола скважины устранено ( . = 0), будет наблюдаться увеличение дебита выше ., которое сохраняется и после охлаждения пласта. Такой пример показан на рис. 8.15 для средней скважины с стимуляцией паром на месторождении Дури в Индонезии. В этой скважине наблюдался повышенный дебит спустя долгое время после того, как влияние температуры на вязкость сырой нефти должно было исчезнуть.