Пароциклическая обработка скважин. Пароциклическая обработка скважин
 Скачать 155.91 Kb.
|
|
ПАРОЦИКЛИЧЕСКАЯ ОБРАБОТКА СКВАЖИН До недавнего времени многие запасы высоковязких нефтей считались непригодными для разработки с экономической точки зрения. Повышение цен на нефть и истощение запасов традиционной нефти привели к тому, что вновь появился интерес к разработке залежей тяжелой нефти, который повлек за собой внедрение многих методов по увеличению нефтеотдачи пластов. Самыми эффективными методами являются тепловые. При тепловом воздействии снижается вязкость нефти, что приводит к увеличению ее подвижности. Один из таких методов называется методом пароциклической обработки скважины (ПЦО). [1] Процесс ПЦО состоит из 3 этапов: а) закачка пара (14-60 дней); б) конденсация- пара (паротепловая пропитка) (1-7 дней); в) добыча жидкости (90-180 дней) [4].  На первом этапе за определенный промежуток времени с определенным темпом происходит нагнетание пара в скважину, в результате которого вокруг скважины образуется прогретая зона. В течение второго этапа происходят полная конденсация пара и "всасывание" нефти из "холодной" области пласта в прогретую зону. На третьем этапе за счёт термической обработки пласта при отборе флюида дебит скважины увеличивается, и время отбора флюида будет обусловлено падением дебита до первоначального уровня, близкого к значению дебита без ПЦО. [2] ТЕХНОЛОГИЯ SAGD Одно из перспективных направлений увеличения эффективности разработки месторождений с высоковязкими нефтями является технология парогравитационного воздействия с использованием двух горизонтальных скважин (SAGD), который с технологической, экономической и, что не менее важно, с экологической точки зрения является наиболее рациональным. За последние несколько лет был создан ряд модификаций SAGD: – Vapour Extraction – извлечение нефти с помощью парообразного растворителя (Vapex); – Expanding Solvent SAGD – парогравитационное воздействие с добавкой растворителя (ES-SAGD); – Solvent Aided Process – процесс с добавкой растворителя (SAP); – Steam Alternating Solvent – чередование закачки пара и растворителя (SAS) и др. Несмотря на многообразие технологий, их можно разделить на три группы. 1. Метод, в котором водяной пар полностью заменяется растворителем. 2. Совмещенное нагнетание пара и растворителя. 3. Попеременная (циклическая) закачка пара и растворителя. Из перечисленных только вторая группа технологий прошла полный цикл промысловых испытаний и применяется в промышленных масштабах (например, проект Christina Lake компании EnCana). Эффективность метода ES-SAGD определяется сочетанием двух процессов: прогрева битума и растворение легких углеводородов. Часть канадских ученых предлагала применять такой растворитель, который конденсируется одновременно с паром. Если конденсация будет возникать раньше, то растворитель будет применяться неэффективно, так как он не достигнет границы паровой камеры, а будет собираться в промытой зоне. После нагнетания такой растворитель будет попадать почти сразу в добывающую скважину, так как плотность растворителя больше плотности пара. Неконденсируемый газ может работать как изолятор и ухудшит теплообмен, когда заполнит пространство паровой камеры. Эту модификацию SAGD можно использовать, когда появляются высокие потери тепла в вышележащие пласты. Когда нагнетание пара становится нерентабельным, используют неконденсирующийся газ на завершающей стадии SAGD. При воздействии на пласт с помощью горизонтальных скважин (ГС) выполняется закачка пара и смешивающееся вытеснение. Параллельные ГС пробурены одна под другой и служат для закачки теплоносителя и отбора нефти. В технологии, называемой еще «паровая камера» или «паронефтяная ванна» (рис. 1) используют две горизонтальные скважины, пробуренные параллельно строго одна под другой, причем вышележащая служит для нагнетания пара, нижняя – для извлечения нагретого продукта. Основой данного процесса является противоточная гравитационная сегрегация пара, а также разогретого битума. Парожидкостный раздел поддерживается на определенном уровне между двумя скважинами для исключения быстрого прорыва пара в добывающую скважину. Со временем зона пара доходит до кровли пласта, а после за счет расширения по горизонтали, происходит соединение с такими же прогретыми зонами ближайших скважин. Пар конденсируется при передаче тепла природному битуму (ПБ) на границе паровой камеры, а прогретый природный битум вытесняется под действием гравитационных сил, т.е. за счет гравитационного дренажа и вытеснения под давлением. [3]  АНАЛИТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ПАРОЦИКЛИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ. Уравнение теплового баланса при закачке пара на первом этапе ПЦО будет иметь следующий вид:  Где  – разность температуры пара и пластовой температуры (К);  – темп закачки тепла в пласт (кДж/сут);  – закачка теплоносителя (м3/сут);  – плотность пара (кг/м3);  – плотность породы (кг/м3);  – удельная теплоемкость пара (кДж/кг∙К);  – удельная теплоемкость породы (кДж/кг∙К);  – скрытая теплота парообразования (кДж/кг∙К);  – коэффициент теплоотдачи (кДж/(м2∙сут∙К));  - толщина пласта (м);  – радиус скважины (м).Из данного уравнения (1) определяется радиус паровой зоны на первом этапе ПЦО:  На втором этапе ПЦО при конденсации пара, фронт движется к скважине, радиус фронта конденсации изменяется от rk до rw. Время, когда фронт конденсации дошел до скважины, обозначим  .Температура пласта, после того как фронт конденсации дойдет до скважины, определяется из уравнения:  Где  - эффективный коэффициент теплосодержания насыщенной пористой породы (кДж/м3 ·К).Решение уравнения (3) с начальным условием T(0) = Ts имеет вид:  При t > .Дифференциальное уравнение для определения фронта конденсации имеет вид:  где m — пористость,  — осредненное по объему значение сухости пара, ρn — плотность нефти (кг/м3).На втором этапе ПЦО определим радиус фронта конденсации rk, решая уравнение (5) с начальным условием rs(0) = rk  В процессе паротепловой пропитки зона нагретой нефти занимает область (rk ≤ r ≤ r*). Когда пропитка приостановлена раньше, чем фронт конденсации дошел до скважины (rk < rw), внутренний радиус зоны нагретой нефти, то есть rk и внешний радиус зоны c нагретой нефтью r* определяются из следующего балансового теплового соотношения:  где Ro = mρoCo — коэффициент теплосодержания нефти (кДж/м3·К), Rt = (1 - m)ρrCr — эффективный коэффициент теплосодержания породы (кДж/ м3·К). Из (7) получим:  Примем допущение, что на момент начала добычи нефти внутренний радиус зоны нагретой нефти мгновенно становится равным rw , а внешний — r** . Тогда внешний радиус этой зоны, с учетом равенства площадей зон прогретой нефти в момент окончания паротепловой пропитки и начала добычи нефти, определяется из следующего соотношения:  Отсюда:  или  При достижении фронтом конденсации скважины, время паротепловой пропитки определяется по формуле:  На третьем этапе ПЦО при добыче нефти, радиус зоны, заполненной горячей нефтью, образовавшейся после притока нефти к скважине за период пропитки, от времени определяется по формуле:  Поскольку вязкость фильтрующейся жидкости зависит от температуры, то в зонах с различной температурой ее значения также будут различными. Расход жидкости в скважину можно определить по формуле Дюпюи, с учетом зональной температурной неоднородности:  где μT — вязкость нефти в призабойной зоне, нагретой до температуры T, где T определяется из (4); rc — радиус контура питания скважины; Δp — разность давлений на контуре питания и на забое скважины. На третьем этапе, когда происходит добыча нефти, прогретая область уменьшается и радиус зоны, заполненной горячей нефтью, доходит до момента времени t3 . Выражение для определения времени добычи нефти имеет вид:  Таким образом, в результате исследования предложенной аналитической модели выполнена оценка оптимальных времен для ПЦО вертикальной скважины: время закачки, учитывающее изменение концентрации пара в теплоносителе аналогично работе, изменение температуры в зоне горячего конденсата аналогично работе. Это позволяет определить значение накопленного дебита нефти за один цикл ПЦО скважины и найти оптимальные времена закачки пара, пропитки (выдержки) и добычи. [1] СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ https://vestnik.utmn.ru/upload/iblock/e29/8_%D0%9B.%D0%9D.%20%D0%A1%D0%BE%D0%BA%D0%BE%D0%BB%D1%8E%D0%BA,%20%D0%9B.%D0%9D.%20%D0%A4%D0%B8%D0%BB%D0%B8%D0%BC%D0%BE%D0%BD%D0%BE%D0%B2%D0%B0.pdf http://ccord.ru/wp-content/uploads/2014/12/Neftepromyislovoe-Delo_2013-11-10-statya.pdf http://www.id-yug.com/images/id-yug/Bulatov/2018/2/Part-1/PDF/2018-v2-98-104.pdf https://vk.com/doc504868433_598456880?hash=a0620d907ec084d3d0&dl=a1f3b6c41eb19e681e |