Разработка нефтяных месторождений с нагнетанием теплоносителя в пласт. Теоретические основы процесса. Выбор типа теплоносителя
Одним из основных способов разработки месторождений с вязкими нефтями (> 30 мПа×с) является воздействие на нефтяной пласт теплоносителем. Нагнетание теплоносителей предназначается для интенсификации разработки нефтяных месторождений и увеличения нефтеотдачи пластов.
В качестве теплоносителей для нагнетания в пласт с целью повышения нефтеотдачи применяются насыщенный водяной пар или горячая вода. Именно эти теплоносители характеризуются наибольшим среди известных рабочих агентов теплосодержанием и, следовательно, дают возможность обеспечить лучшую эффективность теплового воздействия на пласт.
Теплоперенос в пласте осуществляется конвективным и одновременно диффузионным путем. Следовательно, тепло, вводимое в пласт, передается не только жидкостям и газам, находящимся в каналах фильтрации, но и породе продуктивного пласта, а также окружающим породам. В этом основная отличительная особенность термических методов и их преимущество перед другими методами повышения нефтеотдачи, в которых перенос вытесняющего агента в пласте осуществляется только конвекцией. Охват тепловым воздействием приводит к активизации вытеснения нефти по всему объему прогретой зоны пласта, что в итоге обеспечивает значительный прирост коэффициента нефтеизвлечения.
Росту коэффициента нефтеизвлечения способствуют следующие основные механизмы: уменьшение вязкости нефти под воздействием температуры, тепловое расширение пластовой системы, улучшение проявления молекулярно-поверхностных сил в пласте.
При нагнетании в пласт пара, в отличие от горячей воды, проявляется дополнительный механизм увеличения нефтеотдачи — дистилляция легких фракций нефти в зоне пара.
Несмотря на то, что тепловые методы могут обеспечить достаточно высокую нефтеотдачу, применение их ограничивается экономической целесообразностью. Эти методы весьма энергоемки, требуют больших энергозатрат на производство теплоносителя и они экономически невыгодны для разработки месторождений с малой и повышенной вязкостью нефти (менее 30 мПа×с), где более эффективны заводнение, физико-химические методы и др.
Из соображений экономической целесообразности в документе министерства нефтяной промышленности «Методическое руководство по проектированию применения теплоносителей при разработке нефтяных месторождений» (РД 39.0147035.214.87) в качестве основных критериев при выборе объекта разработки были приняты ограничения: вязкость пластовой нефти ³ 50 мПа×с, глубина залегания пласта до 1000 м, толщина нефтенасыщенного слоя ³ 6 м.
Широко известны технологии паротеплового воздействия на пласт (ПТВ) и воздействия горячей водой (ВГВ) . Суть этих технологий заключается в том, что при любых системах размещения скважин (площадных или рядных) на первом этапе в нагнетательные скважины осуществляют непрерывную закачку теплоносителя, за счет чего в пласте создаются обширные прогретые зоны (этот процесс называется созданием оторочки теплоносителя в пласте), затем, на втором этапе в те же нагнетательные скважины непрерывно закачивают ненагретую (холодную) воду с целью проталкивания оторочки теплоносителя к добывающим скважинам. Объем теплоносителя, необходимого для создания тепловой оторочки, зависит от конкретных геолого-физических условий пласта, плотности сетки скважин, температуры нагнетания и изменяется в широких пределах от 60-80% порового объема пласта в зоне вытеснения при закачке пара и от 0,6 до 1,8 порового объема — при закачке горячей воды.
На Гремихинском месторождении работы по воздействию горячей водой были начаты в 1983 году. В результате проведения научно-исследовательских и промысловых исследований в течение ряда лет были обоснованы, созданы и внедрены в производство следующие новые технологии: технология импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт — ИДТВ, импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт с паузами — ИДТВ(П), технология теплоциклического воздействия на пласт — ТЦВП.
Оборудование для нагнетании в пласт пара (горячей воды) состоит из паровых котлов, коммуникации пара, устьевого и внутрискважинного оборудования нагнетательных скважин. Рассмотрим каждый вид оборудования в отдельности.
Для закачки теплоносителя в нефтяные пласты используют, в основном, специальные парогенераторные и водонагревательные установки, которые вырабатывают пар и горячую воду требуемых параметров и качестваТеплогенерирующая установка выбирается из имеющего в серийном производстве оборудования таким образом, чтобы она обеспечивала доставку теплоносителя к забоям нагнетательных скважин с заданными параметрами (давлением, температурой, сухостью). Выбор типа теплогенерирующей установки осуществляется исходя из необходимого рабочего давления и производительности. В случае закачки горячей воды необходимое давление жидкого теплоносителя на выходе из теплогенерирующей установки определяется как и при расчете давления парообразного носителя. Давление горячей воды на выходе из теплогенерирующей установки должно быть выбрано с учетом потерь давления в наземных трубопроводах и при заданной температуре нагрева горячей воды должно быть выше давления насыщения для пара при температуре горячей воды, чтобы не вызвать вскипание в трубопроводах и соответственно гидравлические удары.
При определении единичной номинальной производительности теплогенерирующих установок и их количества в группе руководствуются следующим положением: количество установок, их номинальная производительность определяется из годового объема нагнетания теплоносителя в пласт. Установки на месторождениях монтируются в группы. Максимальное число установок в группе, по мере нарастания темпов разработки месторождения, не должно превышать 4. Исходя из практических соображений и унификации оборудования в каждой группе должна быть резервная установка.
Основные требования, предъявляемые к конструкции паронагнетательной скважины (ПНС), сводятся к следующему:
— конструкция нагнетательной скважины должна обеспечивать безаварийную работу в условиях нагнетания в пласт теплоносителя и последующей закачки в пласт холодной воды для продвижения тепловой оторочки:
— конструкция скважины должна обеспечивать термические напряжения, не приводящие к нарушению прочности обсадной колонны и цементного пласта.
Эффективным средством снижения термических напряжений в элементах конструкции является снижение температуры на внутренней поверхности обсадной колонны путем установки пакеров и тепловой изоляцией насосно-компрессорных труб, по которым нагнетается теплоноситель.
В для закачки теплоносителя в нефтяной пласт могут применяться следующие схемы конструкции нагнетательных скважин.
1. Нагнетание теплоносителя по обычным НКТ, подвешенным на устьевом фланце без пакера и другого внутрискважинного оборудования. В этом случае параметры теплоносителя (в первую очередь температура) не должна превышать расчетные для колонны труб и цементного камня.
2. Нагнетание теплоносителя по обычным НКТ с использованием термостойкого пакера, термокомпенсатора и специальной устьевой арматуры. В этом случае при обеспечении герметичности резьбовых соединений НКТ и элементов внутрискважинного оборудования после выпаривания воды (или замены на воздух) в затрубном пространстве создаются благоприятные условия для повышения параметров нагнетания теплоносителя и уменьшения потерь тепла по стволу скважины.
3. Нагнетание теплоносителя по НКТ, изолированными теплоизолирующими материалами. В этом случае пар (или горячую воду) подают по колонне нагнетательных труб в качестве которых используются 73-мм или 88,9-мм насосно-компрессорные трубы), спущенные до или ниже кровли продуктивного пласта. Для уменьшения потерь тепла в стволе скважины и предохранения обсадной колонны от воздействия высокой температуры кольцевое пространство между нагнетательной и эксплуатационной колоннами целесообразно разобщать термостойким пакером, устанавливаемым над кровлей продуктивного пласта.
Коэффициент нефтеизвлечения, текущий и конечный. Факторы, влияющие на конечный коэффициент нефтеизвлечения. Классификация методов увеличения конечного коэффициента нефтеизвлечения.
Начальные извлекаемые запасы нефти в залежи равны произведению величин начальных балансовых запасов и конечного коэффициента извлечения нефти.
Конечный коэффициент извлечения нефти показывает, какая часть от начальных балансовых запасов может быть извлечена при разработке залежи до предела экономической рентабельности .
Наряду с конечным коэффициентом извлечения нефти определяют текущий коэффициент извлечения, равный отношению накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к их начальным балансовым запасам.
Значения коэффициентов извлечения нефти, а следовательно и величина извлекаемых запасов по месторождению или залежи зависит от геолого-физических характеристик и неоднородности продуктивных пластов, научного уровня и обоснованности принимаемых проектных решений по технологии разработки и технике добычи нефти, экономических нормативов и критериев эффективности разработки, требований рационального использования природных, материальных и людских ресурсов, охраны недр и окружающей среды .
Метод заводнения начался с применением законтурного заводнения, при котором вода нагнетается в скважины , расположенные в водоносной части пласта, в дали от внешнего контура нефтеносности . Было обнаружено, что законтурное заводнение эффективно не во всех случаях, поэтому был переход на ряде залежей к приконтурному заводнению, когда вода нагнетается в скважины, расположенные в периферийной приконтурной зоне залежи .
Внедрение метода заводнения началось с применения законтурного заводнения, при котором нагнетается в скважины , расположенные в водоносной части пласта ,вдали от внешнего контура нефтеносности . Однако уже вскоре было обнаружено ,что законтурное заводнение эффективно не во всех случаях и что оно не обеспечивает нужной степени воздействия на залежи с большой площадью нефтеносности и на залежи с существенно неоднородным строениемпластов.
Следующим шагом в развитии заводнения был переход к приконтурному заводнению ,когда вода нагнетается в скважины , расположенные в периферийной приконтурной зоне залежи. Приближение таким образом искусственного контура питания к зоне отбора повышало возможности метода заводнения.
Новые методы разработки по виду применяемого процесса можно подразделить на следующие группы:
физико-химические методы – вытеснение нефти водными растворами химических реагенов ( полимеров, кислот , щелочей) , мицеллярными растворами и др.;
теплофизические методы – нагнетание в пласты теплоносителей – горячей воды или пара;
термохимические методы – применение процессов внутрипластового горения нефти – “сухого”, влажного или сверхвлажного, в том числе с участием щелочей, оксидата и др.;
методы вытеснения нефти смешивающимися сней агентами – растворителями, углеводородными газами под высоким давлением.
В отличии от заводнения каждый из новых методов может быть эффективно применен лишь в определенных геолого-физических условиях. Поэтому при введении того или иного нового метода важно выбрать соответствующие эксплуатационные объекты.
Заводнение с использованием химических реагенов. Эта группа новых методов основана на нагнетании в продуктивные пласты водных растворов химических веществ с концентрацией 0,02 – 0,2 % . Растворы нагнетаются в объеме пустот залежи для создания оторочки, вытесняющей нефть. Затем оторочку перемещают путем нагнетания в пласт обычной воды , называемой в этом слцчае рабочим агентом. С их помощю может быть существенно расширен диапазон значений вязкости пластовой нефти ( вплоть до 50- 60 мПа*с ), при котором возможно применение методов воздейсствия , основанных на заводнении. Применение методов в начальных стадиях разработки позволяет ожидать увеличение коэффициентовизвлечения нефти по сравнению с их величиной при обычном заводнении на 3- 10 %.
Вытеснение нефти водными расстворами полимеров.Наиболее приемлимым для этого процесса считается раствор полиакриламида ( ПАА) известкового способа нейтрализации. Добавка ПАА к нагнетаемой воде повышает вязкость и, следовательно, уменьшает относительную вязкость пластовой нефти: Мо= Мн / Мв. Это повышает усстойчивость раздела между водой и нефтью (фронта вытеснения),способствуя улучшению вытесняющих свойств воды и более полному вовлечению объема залежи в разработку.
Метод рекомендуется для зялежей с повышенной вязкостью пластовой нефти – 10- 50 мПа * с. Учитывая возможность снижения приемистости нагнетательных скважин вследствие повышенной вязкости раствора и соответственно низких темпов разработки залежей, метод целесообразно применять при значительной проницаемости пород- коллекторв – более 0,1 мкм? . Благоприятны залежи с относсительно однородлным строением продуктивных пластов ,преимущественно порового типа.
Вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ ПАВ.Наиболее применимыми считаются растворы неиногенных ПАВ типа ОП-10 . Судя по эксплуатационным данным , добавка ПАВ в нагнетаемую воду улучшает отмывающие свойства воды : снижается поверхностное напряжение воды на границе с нефтью , уменьшается краевой угол смачивания и т.д. Метод рекомендуется для залежей с водонасыщенностью пласта не более 15 % ( с учетом способности реагента к селективной адсорбции на стенках водонасыщенных пустот породы) , при вязкости пластовой нефти 5-30 мПа * с, проницаемости пласта выше 0,03- 0,04 мкм?, температуре пласта до 70? С.
В настоящее время возможностей прироста коэффициентаизвлечения нефти от применения метода оценивают примерно в 3-5 %.
Вытеснение нефти мицелярными растворами. При этом методе в качестве вытесняющего агента в пласт нагнетают мицелярный раствор ( в объеме около 10 % от пустотного пространства залежи), узкую оторочку которого перемещают широкойоторочкой буферной жидкости – раствора полимера , а последнюю- рабочим агентом – водой. Состав мицелярного раствора : легкая углеводородная жидкость, пресная вода, поверхностно-активные вещества, стабилизатор. Метод предусматривает достижение близких значений вязкости пластовой нефти , мицелярного раствора и буферной жидкости. Механизм процесса находится в стадии изучения.
Метод предназначается в основном для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов. Для применения известных мицелярных растворов рекомендуется выбирать залежи нефти в терригенных коллекторах порового типа (нетрещиноватых), относительно однородных, не содержащих карбонатного цемента. Эти требования обусловлены тем , что при перемещении растворов по резко неоднородному коллектору и при контакте его с карбонатами может нарушаться его структура . Средняя проницаемость пластов желательна более 0,1 мкм? . Рекомендуемая вязкость пластовой нефти от 3 до 20 мПа *с, поскольку при более высокой вязкости требуется и большая вязкость раствора и буферной жидкости, что обуславливает технологические трудности в подготовке и нагнетании растворов. Температура пластов не должна превышать 70-90 ? С. Допустимая глубина залегания пластов определяется теми же факторами, что и при вытеснении нефти растворами ПАА.
Теплофизические методы. Применение этих методов основано на внесении в пласт тепла с поверхности. В качестве теплоносителей применяют пар или горячую воду.
Вытеснение нефти паром. Метод рекомендуется для разработки залежей высоковязких нефтей – более 40-50 мПа*с, для которых метод заводнения не пригоден. Применение метода позволяет достигать высокой величины коэффициента извлечения нефти- 0,4-0,6 , иногда более. Высокая эффективность метода обеспечивается благодаря снижению вязкости пластовой нефти, дистиллация нефти в зоне пара, гидрофилизации породы-коллектора вследствие расплавления и удаления со стенок пор смол иасфальтенов и другим явлениям. Выбор залежей с благоприятной для применения метода геологопромысловой характеристикой основывается главным образом на необходимости создания условий для минимальных потерь тепла при перемещении пара по скважине и затем по пласту. Глубина залегания пласта ограничивается примерно 1000 м, (для сведения В Удмуртии этот барьер преодолен) . Рекомендуемая нефтенасыщенная мощность- 10-40 м. При меньшей мощности резко возрастают потери тепла в породе, покрывающие и подстилающие продуктивный пласт. При чрезмерно большой мощности горизонта во избежание низкого охвата воздействием по вертикали возможно его расчленение на объекты. Процесс наиболее эффективен при разработке залежей с высокой начальной нефтенасыщенностью, так как при этом потери тепла на нагрев содержащейся в пласте воды минимальны. Более благоприятны для процесса мономинеральные (кварцевые) песчаники , менее благоприятны- полимиктовые с обломками глинистых пород.
Применение метода эффективно при условии расстояний между скважинами не более 200-300 м.
Вытеснение нефти горячей водой. Этот метод может применяться для разработки нефтяных залежей высоковязких нефтей с целью повышения коэффициента извлечения нефти из залежей высокопарафинистых нефтей для предотвращения выпадения парафина в пласте Повышение коэффициента извлечения нефти обуславливается теми же факторами , что и при нагнетании пара. Однако рассматриваемый процесс менее эффективен, поскольку он обеспечивает воздействие на пласт меньшей ,чем при нагнетании пара , температуры для прогрева пласта, вследствие значительного отставания фронта прогрева пласта от фронта вытеснения нефти , требуется закачивать в пласт большие объемы горячей воды.
Метод применяется для залежей, по которым даже незначительное снижение температуры в процессе разработки может приводить к выпадению парафина в пласте и закупориванию его пор.
«СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ 1. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МЕТОДОВ ТЕРМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ. 5 1.1. Нагнетание теплоносителя в пласт 1.1.1. Закачка в пласт горячей воды 1.1.2. . »
1. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ
МЕТОДОВ ТЕРМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ. 5
1.1. Нагнетание теплоносителя в пласт
1.1.1. Закачка в пласт горячей воды
1.1.2. Нагнетание водяного пара
1.2. Пароциклическая обработка скважины
1.3. Внутрипластовое горение
2. ОПИСАНИЕ МОДЕЛЕЙ ТЕРМИЧЕСКИХ ВОЗДЕЙСТВИЙ НА
2.1. Аналитические модели термических воздействий
2.2. Расчет поля температуры по модели Х.А. Ловерье
2.3. Модель Маркса-Лангенхейма
3. МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕРМИЧЕСКИХ ВОЗДЕЙСТВИЙ НА ПЛАСТ
3.1. Описание расчетной программы
3.2. Вкладка «Модель Х.А. Ловерье»
3.3. Вкладка «Модель Маркса-Лангенхейма»
4. АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТОВ ПРОГРАММЫ
4.1. Анализ результатов расчетов по модели Х.А. Ловерье
4.2. Анализ результатов расчетов по модели Маркса-Лангенхейма. 38
4.3. Анализ результатов расчетов по модели ПЦО
ВВЕДЕНИЕ Нефтяная промышленность играет большую роль в экономике России.
Однако показатели развития этой промышленности за последнее время ухудшается. Ухудшение состояния сырьевой базы во много сказывается за счет сокращения объема и роста доли трудноизвлекаемых запасов. Еще в 80е годы проявилось истощение сырьевой базы на определенной стадии эксплуатации. Многие месторождения России перешли или переходят на стадию падающей добычи. Что касается вновь осваиваемыхместорождений, то за последние 20-30 лет имеется тенденция к снижению запасов. Несмотря на падение добычи, потребность в углеводородном сырье только увеличивается. Запасы открытых месторождений не велики. Из-за снижения добычи эксплуатируемых месторождений, а также уменьшение запасов в вновь осваиваемых регионах, прирост запасов нефти не компенсирует добычу на текущий момент.
Как уже отмечалось, немало месторождений находятся на завершающем этапе разработки. Продукция скважин таких месторождений обводнена в значительной степени. Низкий дебит и большая обводненность продукции скважин делают большинство запасов нефтяных компаний на грани рентабельности.
Неутешительная ситуация обстоит и с трудноизвлекаемыми запасами (далее — ТРИЗ). Доля таких запасов только увеличивается. По информации министерства природных ресурсов, на сегодняшний день доля ТРИЗ превысила 60% российских запасов углеводородов. Так как традиционные запасы исчерпываются, очевидно, что возникает острая необходимость вовлечения в разработку ТРИЗ. Следует отметить, что в настоящее время нет единого определения трудноизвлекаемых запасов. Этот термин появился в 70-х годах XX века. К ТРИЗ, например, можно отнести тяжелые нефти и битумы, высоковязкие нефти, углеводороды, сосредоточенные в коллекторах с низкой проницаемостью.
На данный момент существует немало методов повышения нефтеотдачи. Для добычи высоковязкой нефти необходимо понизить ее вязкость. Термический способ понижения вязкости заключается в передаче тепла нефти. Это может заключаться в закачке теплоносителя или создания внутрипластового очага горения, пароциклическая обработка призабойной зоны. Однако наибольшее распространение получили технологии нагнетания теплоносителя в пласт. Ясно, что разные методы (термические методы) при одинаковых геолого-технологических условиях, могут давать разные результаты. Естественно возникает вопрос о выборе метода повышения нефтеотдачи, так как необходимо, очевидно, выдержать баланс между затратами на мероприятие и эффектом от выбранного воздействия.
Для ответа на этот вопрос были поставлены следующие задачи:
1) Выбрать группу методов термического воздействия на высоковязкую нефть.
2) Создание инструмента для количественной оценки эффективности выбранных методов, то есть создание программы для необходимых расчетов на основе выбранных моделях.
3) Выделить группу параметров пласта (геолого-физических, теплофизических) или функции от них, вносящих существенный вклад в эффективность мероприятия.
1. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ
МЕТОДОВ ТЕРМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ
Проблема разработки месторождений, содержащие высоковязкую нефть, заключена в малой подвижности последней. Путем уменьшения вязкости нефти можно добиться прироста добычи. Как было сказано, увеличение температуры нефти ведет к уменьшению ее вязкости, следовательно, увеличивается подвижность нефти, и в конечном итоге увеличению дебита. Согласно формуле Дюпюи для совершенной скважины при установившемся течении, дебит нефти линейно зависит от ее подвижности:
2 = ln где – абсолютная проницаемость пласта, м2 ; – толщина пласта, м; – разница пластового давления и давления на забое, Па; – вязкость нефти, Пас; – радиус контура питания, м; – радиус скважины, м. Отношение абсолютной проницаемости к вязкости есть коэффициент подвижности. Здесь и далее под вязкостью подразумевается, естественно, динамическая вязкость.
Термические методы повышения нефтеотдачи позволяют добывать нефть с вязкостью до 10000 мПас.[1]
1.1. Нагнетание теплоносителя в пласт.
Для уменьшения вязкости, а это в основном то, за счет чего получается прирост в добыче, необходимо доставить тепло от нагревателя до пласта.
Сделать это можно разными путями. Одним из способов передачи тепла пласту является закачка теплоносителей. В качестве теплоносителя можно использовать воду или водяной пар. Вода обладает большой удельной теплоемкостью и это позволяет передавать пласту большое количества тепла.
Важной характеристикой пара является его сухость. Сухость можно определить, как отношение массы сухого пара к сумме масс сухого пара и жидкой фазы. Если температура сухого пара не слишком близкая к критической температуре, то его теплосодержание будет больше, чем у воды.
При непрерывной закачке теплоносителя в пласт увеличивается тепловые потери в кровлю и подошву. В определенный момент все новое вводимое в пласт тепло будет идти не на нагревание пласта, а на потери тепла в кровлю и подошву. Наступит динамическое равновесия между вводом и потерями тепла. Количественно тепловую эффективность процесса можно по коэффициенту теплоиспользования, как отношение разности вводимого тепла в пласт и теплопотерь к вводимому теплу. Под теплопотерями подразумевается потери тепла в паропроводах, в стволе скважины, в кровлю и подошву продуктивного пласта.
1.1.1. Закачка в пласт горячей воды При поступлении в пласт горячей воды происходит ее охлаждение за счет передачи тепла скелету породы, жидкости, содержащейся в порах, уход тепла в кровлю и подошву. При этом происходит тепловое расширение, как флюида, так и самой породы. Так как коэффициент теплопроводности для жидкостей невелик, то распространение тепла по пласту при закачке горячей воды происходит в основном за счет вынужденной конвекции и теплопроводности зерен породы. В общем случае теплофизические характеристики скелета породы и насыщающего пласта флюида зависят от температуры и давления.
При вытеснении нефти горячей водой часть пласта можно разделить две зоны. В первой из них температура растет при движении к нагнетательной скважине. В этой зоне за счет нагрева нефти понижается вязкость и, следовательно, уменьшается остаточная нефтенасыщенность. Во второй зоне температура теплоносителя равна температуре пласта, происходит вытеснение нефти холодной водой.
Что касается применимости метода нагнетания горячей воды в пласт, то здесь возникают ограничения на некоторые геологофизические характеристики пласта. Глубина залегания пласта является одной из ограничивающих причин применения метода. При нагнетании теплоносителя желательно, чтобы его температура на забое была такой же, как и на входе в скважину. Но в силу того, что при движении горячей воды по стволу нагнетательной скважины часть тепла, как бы хороша не была теплоизоляция, все-таки теряется в окружающие скважину породы. С увеличением глубины залегания увеличиваются и теплопотери при доставке теплоносителя в пласт.
Большие теплопотери уже при движении теплоносителя по скважине могут поставить под сомнение эффективность метода, его экономическую выгоду.
Следующее ограничение относится к толщине продуктивного пласта. С уменьшением толщины увеличивается потери тепла в кровлю и подошву. При увеличении толщины пласта теплопотери в окружающие породы уменьшаются, но также уменьшается и охват воздействием. Ярко выраженная неоднородность пласта снижает эффективность процесса. Происходит неравномерный прогрев пласта. Что касается влияние начальной нефтенасыщенности на эффективность процесса, то согласно промысловым опытам при нефтенасыщенности менее 40% процесс вытеснения нефти горячей водой не эффективен [1].
1.1.2. Нагнетание водяного пара В качестве теплоносителя может использоваться водяной пар. При одинаковой температуре и давлении водяной пар имеет большее теплосодержание, чем у воды, за счет скрытой теплоты парообразования, следовательно, пар может передать при одинаковых условиях больше тепла, чем вода.
При нагнетании пара также происходит нагрев нефти и понижение ее вязкости. Остаточная нефтенасыщенность также уменьшается. Тепло от пара передается пласту в основном за счет скрытой теплоты парообразования. Как и в случае с нагнетанием горячей воды часть пласта, примыкающей к скважине, можно разбить на зоны. Первой, самой близкой к скважине, происходит вытеснение нефти паром. Во второй зоне происходит конденсация пара и углеводородных фракций. В третьей зоне процесс схож с процессов вытеснения нефти горячей водой. Объем, занимаемый единицей массы пара, гораздо больше объема единицы массы воды.
Объем зоны пара возрастает и, следовательно, скорость воды в третьей зоне будет выше, чем скорость воды при вытеснении горячей водой, если температура воды этой зоне и расход буду такими, как и в случае нагнетания горячей воды [2].
Эффективность закачки пара выше, чем воздействие горячей водой, так как при закачке вводы для вымывания единицы объема пласта, содержащий нефть, требуемый объем воды в два раза больше порового объема [1]. Что касается ограничений на применения метода, то во многом они схожи с ограничениями при закачке горячей воды. Так сухость пара может значительно уменьшиться за счет потерь тепла при его движении по скважине, если пласт залегает достаточно глубоко. Так же при глубоком залегании пласта теплоноситель должен подаваться под большим давлением.
При высокой температуре и давлении энтальпия пара и горячей воды приблизительно одинаковы, что не дает существенного «выигрыша» для пара по сравнению с горячей водой. Существенным оказывается и содержание глин в коллекторе. Глины увеличиваются в объеме при взаимодействии с паром. Поэтому использование в таком случае пара неприемлемо, и следует отдать предпочтение нагнетанию горячей воды.
1.2. Пароциклическая обработка скважины При закачке пара температура пласта увеличивается в основном за счет скрытой теплоты парообразования. Распространяясь по поровому пространству, пар остывает и конденсируется. Дальнейший нагрев пласта происходит за счет горячего конденсата. Конденсат со временем остывает, и его температура становится равной начальной температуре пласта. При непрерывной закачке пара в пласт увеличиваются теплопотери в кровлю и подошву, и в определенный момент все вводимое тепло будет равно теплу, потерянному в окружающие породы.
При циклической обработке паром призабойной зоны добывающих скважин пар закачивается не непрерывно, а в течение определенного промежутка времени. После закачки следует этап пропитки. На данном этапе происходит перераспределение температуры, давления. Пар остывает и конденсируется. Далее идет фаза добычи.
Тепло, накапливаемое скелетом породы вблизи скважины, расходуется на нагревание нефти и, следовательно, уменьшению ее вязкости. Данная методика позволяет эффективнее использовать тепло по сравнению с непрерывной закачкой теплоносителя.
Выбор пара в качестве теплоносителя обусловлен в предыдущем пункте. Действительно, пар обладает более высоки теплосодержанием по сравнению с водой при одинаковой температуре. Например, пар при температуре 151,84 энтальпия воды равна 623,16 кДж/кг, а энтальпия пара 2742,90 кДж/кг. Следовательно, пар отдаст больше тепла, чем вода при одинаковых условиях. Как было уже сказано, чтобы вымыть единицу объема нефтяного пласта потребуется в два раза больше объема воды, чем порового объема.
И так, пароциклическая обработка скважины происходит в три этапа:
Первый этап – это закачка теплоносителя в призабойную зону пласта определенного объема. Происходит нагревание пласта в целом; расширение, содержащегося флюида и скелета породы. Повышение давления в призабойной зоне. На втором этапе скважина закрывается для пропитки паром. Происходит конденсация пара, понижается давление. После того, как давление снизилось, в зону конденсации поступает вытесненная из призабойной зоны нефть. Эта нефть более подвижна за счет меньшей вязкости. Продолжительность данного этапа составляет несколько суток. На третьем этапе происходит добыча жидкости из пласта. Призабойная зона имеет большую температуру по сравнению с начальной, следовательно, нефть в этой зоне более подвижная. Результат действий – увеличения дебита.
Обычно объем закачиваемого пара таков, чтобы образованная паром зона была радиусом 10-20 метров [3].
В начале процесса рекомендуется закачивать пар при небольших расходах, который в дальнейшем наращивают [1].
1.3. Внутрипластовое горение Процесс внутрипластового горения подразумевает создание в пласте, содержащем нефть, очага горения, распространяющийся в пласте. Тепло образуется за счет экзотермической реакции окисления нефти кислородом.
Внутрипластовое горение разделяют по направлению движения очага и окислителя: прямоточный процесс горения – когда направление очага горения и окислителя совпадают; противопоточные – когда зона горения и окислитель движутся навстречу друг другу. Однако процесс противоточного горения имеет больше ограничений на применение, чем прямоточный [2]. По источнику топлива: внутрипластовое горение без дополнительного ввода топлива в пласт; с вводом дополнительного топлива.
Горение начинается с закачки в зажигательную скважину окислителя.
Воспламенение нефти может происходить как самопроизвольно, а также с участием забойного нагревающего устройства, которое разогревает нефть.
Горение нефти поддерживается закачкой окислителя.
При добыче нефти с привлечением внутрипластового горения протекают различные процессы: физико-химические превращения, фазовые переходы, теплоперенос, массоперенос.
Прямоточный процесс внутрипластового горения сопровождается образованием следующих зон: выжженная зона (в ней остается сухая порода пласта [1]), зона горения, зона коксования, зона испарения и конденсации, зона прогрева пласта.
В зоне коксования происходит образование кокса – твердого топлива. В зоне испарения и конденсации происходит испарение и конденсация легких фракций нефти и воды.
Противоточное горение можно охарактеризовать следующими зонами:
1) через эту зону пропускается воздух, и если имеется повышенная температура, может начаться реакция окисления. 2) в этой зоне происходят:
испарение воды, крегинг, возгонка легких фракций. 3) зона горения. 4) выталкивание жидкостей и газов на периферию зоны, осаждение несгоревшего кокса.
Использование внутрипластового горения как метода увеличения нефтеотдачи сопровождается своими трудностями и преимуществами над другими методами. Технология внутрипластового горения трудно применима.
Внутрипластовое горение сравнимо с паротепловым воздействием. В идеальном случае обеспечивает более высокий коэффициент нефтеотдачи тяжелой нефти при паротепловом воздействии [1]. К недостаткам можно отнести коррозию и повреждение оборудования, когда фронт горения достигает добывающих скважин.
2. ОПИСАНИЕ МОДЕЛЕЙ ТЕРМИЧЕСКИХ ВОЗДЕЙСТВИЙ НА
ПЛАСТ Настоящие процессы, происходящие в природе, очень сложны и трудно описываемые. Математические модели, содержащие в себе дифференциальные уравнения (обыкновенные, в частных производных), и соответствующие им начальные условия и граничные условия, как бы ни были сложны и учитывали различные явления, все-равно являются лишь приближением происходящего. Решения дифференциальных уравнений даже приближенно описывающие реальные процессы в подавляющем большинстве случаев получают численно. Но даже нахождение численного решения задачи является трудоемким занятием, требующим знания и опыт. Что же касается аналитических решений, то их можно получиться сильно упростив задачу до такой степени, что зачастую получается решение, которое очень далеко от действительности. Все же аналитические решения полезны для качественного исследования протекающего процесса. Поэтому для инженерных оценок и оперативных расчетов могут применяться аналитические модели.
Далее речь пойдет именно от таких моделях, с помощью которых можно оценить эффект от термических воздействий на пласт.
2.1. Аналитические модели термических воздействий В данном параграфе будут подробно описаны аналитические модели тепловых воздействий при нагнетании в пласт в качестве теплоносителя горячую воду и водяной пар. Будут приведены формулы расчетов основных технологических показателей.
2.2. Расчет поля температуры по модели Х.А. Ловерье
Согласно результатам многочисленных экспериментов, при увеличении температуры нефти вязкость ее уменьшается. Соответственно подвижность нефти увеличивается и имеется возможность повысить нефтеотдачу.
Зависимость вязкости от температуры для каждого месторождения, вообще говоря, разные, но все же в какой-то мере близко к экспоненциальной [3].
Данная зависимость определяется с помощью лабораторных исследований для конкретного месторождения. Если проведение по каким-то причинам не удается провести, то в таком случаем нередко берут зависимость с так называемого месторождения-аналога, у которого имеется схожесть с данным месторождением.
Если зависимость вязкости нефти от температуры известны из тех или иных источников, известны также теплофизические характеристики нагнетаемого агента, пласта в целом и его составляющих, то для расчета конечно нефтеотдачи при воздействии теплом необходимо также знать и распределение температуры в пласте, например, при закачке теплоносителя в пласт. Распределение температуры можно получить решая уравнение теплопроводности. Для практического применения подходит математическая модель Х.А. Ловерье. Но прежде, чем переходит к описанию модели, следует дать пояснения некоторым понятиям.
Фронтом температуры (или температурным фронтом) называется распределение скачкообразного изменения температуры в пласте. Если учитывается только конвективный теплоперенос, то такой фронт будет иметь прямоугольный вид. Также принимается во внимание, что пласт термоизолирован, то есть пренебрежение теплопроводностью пласта и потерь тепла в окружающие породы (в кровлю и подошву пласта).
Положение описанного фронта будет определяться из уравнения сохранения энергии:
где – скорость фильтрации, м/с; ж ж – объемная теплоемкость ж теплоносителя, Дж/м3град; — толщина пласта, м; – температура теплоносителя, ; 0 – начальная температура пласта, ; – время, час; ж ж
– объемная теплоемкость породы, Дж/м3град.
По мере продвижения теплоносителя по пористой среде температура его падает за счет передачи тепла нефти, остаточной воде, скелету породы, а также кровле и подошве. Температура закачиваемого агента становится равной начальной пластовой температуре. Таким образом, впереди теплового фронта идет фронт холодной воды.
Положение такого фронта или гидродинамического фронта можно найти из закона сохранения масс:
пористость, д.ед.; н начальная нефтенасыщенность, д.ед.; о остаточная нефтенасыщенность, д.ед., ж объемный расход жидкости, м3 /с.
Согласно расчетам при одинаковых расходах, толщине пласта и пористости имеется значительное отставание температурного фронта от гидродинамического.
Как и в любой другой модели или приближении в модели распределения температуры в пласте по методике Х.А.
Ловерье имеются ряд ограничений и допущений, а именно:
1) Геолого-физические характеристики пласта постоянны, теплофизические характеристики скелета породы, нефти, теплоносителя, окружающих пород не зависят от температуры и постоянны.
2) Тепло от теплоносителя пласту передается за счет вынужденной конвекции и только в горизонтальном направлении.
Теплопроводностью пласта пренебрегают.
3) Потери тепла в окружающие породы происходят за счет теплопроводности и только в горизонтальном направлении.
4) Теплоноситель несжимаем. Его расход и температура постоянны на входе в пласт.
5) Начальная температура пласта и окружающих пород одинакова.
Геотермический градиент полагается равным нулю.
Под «пластом» в данной модели учитывается некоторая часть пласта – интервал приемистости, который редко превышает половину толщины пласта.
Таким образом нефтенасыщенные породы выше и ниже интервала приемистости считаются окружающими.
Как видно из вышеперечисленного в модель заложены серьезные допущения, которые почти никогда не соответствуют действительности. Тем не менее, такие допущения позволяют получить расчетные формулы для оценки эффективности мероприятия.
В рамках описанных допущений Х.А.
Ловерье были получены формулы для распределения температуры в пласте и в окружающих породах в линейном случае и в радиальном:
Для пласта:
Расчет добычи нефти.
Теперь, зная распределение температуры в пласте, а также начальную и остаточную нефтенасыщенность, можно оценить нефтеотдачу в нужный момент времени. Так как вязкость нефти в частности зависит от температуры, то остаточная нефтенасыщенность тоже должна от нее зависеть.
Действительно, так как подвижность нефти возрастает с уменьшением вязкости, то имеется возможность больше извлечь нефти из пласта.
Расчет нефтеотдачи пласта определяется очень просто:
где 1 – площадь прогретой зоны; 2 – площадь разрабатываемого объекта;
нач, ост – начальная и остаточная нефтенасыщенность соответственно.
Как уже было сказано, для расчета нефтеотдачи необходимо знать зависимость остаточной нефтенасыщенности от температуры. В данной работе были приняты следующие зависимости остаточной нефтенасыщенности от температуры в интервале.
Для линейной зависимости:
В данном пункте будет рассмотрена модель Маркса-Лангенхейма для расчета площади паровой зоны, в которой происходит вытеснение нефти.
Данная модель имеет почти те же допущения, что и уже описанная модель.
Здесь также перенос тепла непосредственно в пласте происходит в основном за счет конвективного теплопереноса, теплопроводностью пласта пренебрегают. Распространении тепла в кровле и подошве происходит только за счет теплопроводности и только в вертикальном направлении, в отличие от конвективного переноса тепла в пласте, которое распространяется только горизонтально. Теплофизические характеристики пласта и теплоносителя не зависят от температуры и давления. Неизменны также расход и температура теплоносителя. В отличие от вышеописанной модели в модели МарксаЛангенхейма температура в области, занятой паром остается постоянной и равной температуре на забое. Поэтому нефтенасыщенность меняется скачообразно.
При нагнетании сухого пара давление пара в паровой зоне считается постоянной. Если пренебречь потерями тепла в кровлю и подошву, а также считая, что энтальпия пара в основном определяется скрытой теплотой парообразования, будем считать, что вся эта скрытая теплота пошла на образование зоны пара.
Тогда из закона сохранения энергии будем иметь:
Следовательно, радиус паровой зоны:
п – массовый расход пара, кг/час;
– время нагнетания, час;
– скрытая теплота парообразования, Дж/кг;
— толщина пласта, м;
п – объемное теплосодержание пласта в паровой зоне, Дж/м3;
Как было уже сказано, в энтальпию пара больший вклад вносит скрытая теплота парообразования.
Учитывая это можно определить теперь объемную энтальпию части пласта, которая занята паром:
п = + (1 )ск ск (3) ск ск объемная теплоемкость скелета пласта, кДж/м3 пористость, д.ед.
разница температур пара и начальной пластовой температуры,.
– теплота парообразования воды, кДж/кг;
– сухость пара, д.ед.;
ж – теплосодержание воды, кДж/кг;
ж – удельная теплоемкость воды, кДж/кг ;
– теплопроводность пород, Вт/м.
п – плотность пласта, кг/м3.
Согласно принятым допущениям, теплопотери в кровлю и подошву происходят только за счет теплопроводности и только в вертикальном направлении:
В данной модели считается, что нефтенасыщенность в паровой зоне равна остаточной. Температура в паровой зоне постоянная и равна температуре на забое скважины.
Тогда нефтеотдачу можно определить как:
Считается, что вытеснение паром происходит скачкообразно.
2.4. Модель ПЦО Ниже будет рассмотрена модель пароциклического воздействия на призабойную зону скважины. Воздействие происходит в три этапа. А именно:
первый этап – это закачка пара в скважину некоторое время, второй этап – прекращение закачки и закрытие скважины на так называемую паротепловую пропитку, третий этап – это сама добыча нефти. Предположения здесь такие же, как и в случае с выше описанными моделями.
Опишем подробно этапы данного типа воздействия.
Первый этап — это закачка в пласт теплоносителя (пара), который происходит до определенного времени. Этап закачки не должен быть слишком коротким, так как слишком малое время закачки негативно отразится на эффективности процесса с точки зрения энергии, вводимой в пласт. Длительность этого этапа определяется из простого рассуждения.
Тепловой фронт не может распространяться сколь угодно долго. Начиная с некоторого момента все новое вводимое в пласт тепло будет отдано в окружающие породы. На этом заканчивается первый этап.
Вводимое в пласт тепло определяется по следующей формуле:
– скорость закачки пара, – плотность пара, – удельная теплоемкость, – скрытая теплота парообразования. 0 – разница температур пара и начальной пластовой температуры.
Теплопотери рассчитываются соглансо закону Ньютона-Рихмана:
где 0 – теплосодержание нефти, деленное на разность температур пара и начальной пластовой температуры, – теплосодержание пласта, заполненной нагретой нефтью, деленная на разность температур пара и начальной пластовой температуры, – радиус скважины, – проницаемость пласта.
Уравнение (7) – трансцендентное. Телпопотери при данном типе воздействия можно оценить по закону Ньютона-Рихмана при первом этапе.
Во втором этапе потерями тепла пренебрегается в силу небольшой продолжительности этапа. На третьем этапе идет добыча, поэтому рассматривать теплопотери не имеет особой потребности.
Дополнительную добычу можно определить из следующих соображений. Для одномерного интеграла площадь криволинейной трапеции, образованной графиком подынтегральной функцией, является значением интеграла. Для добычи нефти без воздействия при постоянном дебите, интеграл от дебита по времени будет определяться площадью прямоугольника. При воздействии дебит падает. Разность площадей для дебита с ПЦО и дебита без только за время добычи, будет являться дополнительной добычей при данном мероприятии.
3. МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕРМИЧЕСКИХ ВОЗДЕЙСТВИЙ НАПЛАСТ
3.1. Описание расчетной программы Для непосредственного моделирования и получения результатов необходим был инструмент, с помощью которого полученные на выходе данные могли быть использованы для анализа и оценки эффективности мероприятия. В связи с проблемами доступа к уже существующим программным продуктам, разработанными НИИ, специализирующимися компаниями, а также спецификой исследования, было принято решение о самостоятельной разработке программы.
Для решения поставленной задачи была разработана программа, имеющая графический интерфейс для облегчения работы с ней. Разработка программы велась в Microsoft Visual C++, приложение C++ Windows Forms.
На выходе была получена программа, позволяющая произвести расчеты для всех типов термических воздействий, заложенных в ней. Для получения результатов пользователю необходимо ввести данные в соответствующие поля и на жать кнопку «расчет». В соответствующие поля будут выведены основные технологические показатели разработки. Также некоторые результаты будут выведены в таблицу. При нажатии на заголовок столбца можно просмотреть график зависимости этой величины.
3) После того, как рассчитана средняя остаточная нефтенасыщенность, по формуле, описанной выше, вычисляется коэффициент нефтеотдачи.
Далее вычисляется доля исходных запасов, добытых данным методом разработки на основании коэффициента нефтеотдачи.
Для вычисления функции erfc() был использован численный метод интегрирования – метод трапеций. Это один из самых простейших методов.
Его простая идея в том, что интеграл вычисляется с помощью суммирования площадей трапеций, которыми разбита площадь под графиком функции, интеграл от которой ищется. Область интегрирования при этом разбивается на 100 интервалов.
3.3. Вкладка «Модель Маркса-Лангенхейма»
Для получения значений технологических показателей при закачке в пласт пара пользователь должен воспользоваться этой вкладкой. Способ получения технологических показателей такой же, как и для показателей модели по Ловерье. Необходимо ввести данные, нажать кнопку «расчет». При необходимости можно сохранить параметры, введенные в программу, с помощью кнопки «сохранить». Данные немедленно будут занесены в текстовый файл, который будет находиться вместе с программой. Для описываемой и описанной модели могут использоваться разные параметры, в то время, как одинаковыми, например, являются расход, толщина пласта. На вкладке с текущей моделью, в полях данных уже имеются числа. Напомним, что данные для моделей взяты не для какого-то конкретного месторождения, а для абстрактного. Имеется возможность просматривать графики некоторых полученных результатов.
3.4. Вкладка «ПЦО»
На этой вкладке можно оценить эффект влияния ПЦО на добычу нефти.
Выше были подробно описаны расчетные формулы и способы расчетов величин. Что касается трансцендентного уравнения для дебита, то в программе оно решается итерационным методом Ньютона.
Для получения результатов необходимо заполнить соответствующие поля. Если хотя бы одно поле не заполнено, то программа не будет производить расчет. Как и в предыдущих вкладках, здесь в полях уже имеются данные. Для метода ПЦО рассчитывается время до установления баланса между вводом тепла в пласт и потерями в окружающие породы. Это время закачки. Также согласно формуле (6) пункта 2.1.3 определяется время выдержки. Время добычи должен определить сам пользователь. Оптимальное время добычи определяется из следующих соображений. Варьированием времени закачки можно найти за расчетный период максимальную нефтеотдачу [3].
4. АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТОВ ПРОГРАММЫ
В данной главе будет произведен анализ выходных данных программы.
Изначально программа создавалась как вспомогательный инструмент, позволяющий сделать суждения об эффективности выбранного метода. Так как входных параметров достаточно много, по сравнению с выходными, необходимо провести тщательный анализ вклада каждого входного параметра насколько это возможно.
4.1. Анализ результатов расчетов по модели Х.А. Ловерье Для расчета нефтеотдачи при закачке в пласт горячей воды необходимо знать распределение температуры при данном воздействии. Распределение температуры, распространение температурного фронта, эффективность теплового воздействия зависят от геолого-технологических, теплофизических, фильтрационно-емкостных параметров. Основными показателями эффективности воздействия при использования в качестве теплоносителя горячую воду являются: добыча нефти, коэффициент теплоиспользования, средняя остаточная нефтенасыщенность в зоне прогрева.
Важным параметром является время закачки теплоносителя в пласт.
Если это время мало, то эффект от воздействия может оказаться слишком мал (затраты на проведения мероприятия окажутся больше, чем от реализации добытой таким способом нефти). С другой стороны, если слишком долго закачивать горячую воду, то эффективность в энергетическом отношении может быть сомнительной. Дело в том, что тепловой фронт не может распространяться сколь угодно долго. Начиная с некоторого момента времени все новое тепло, поступающее в пласт, будет целиком отдаваться в кровлю и подошву пласта. Таким образом, слишком долгая закачка воды может оказаться неэффективной.
Рис. 4.1.1. Зависимость добычи нефти от времени закачки.
На графике представлены зависимости добычи для разных толщин водопринимающего слоя. Расчет заканчивался при достижении коэффициента теплоиспользования нуля (или близкое к нему положительная малая величина). Как видно из графика время, начиная с которого все новое поступающее тепло будет передано в окружающие породы, зависит от толщины водопринимающего слоя. Из графика можно заключить, что чем выше толщина водопринимающего слоя, тем больше добыча.
Рис. 4.1.2. Зависимость коэфф. теплоиспользования от времени закачки.
Эффективность теплового воздействия растет с увеличением толщины водопринимаюшего слоя. Оптимальное время закачки может и не равняться времени установления теплового баланса, но все же должно быть меньше. При выборе метода следует соблюсти баланс между затратами на нагревание и добычей. С увеличением h увеличивается область, где теплоиспользование падает не так быстро, как в начале и в конце добычи. Следовательно, при выборе метода стоит обратить внимание на протяженность данной области, так как в ней наиболее полно выдержан баланс между тепловыми потерями и добычей.
Рис. 4.1.3. Зависимость конечного времени закачки от толщины водопринимающего слоя.
С высокой степенью достоверности можно сказать, что данная зависимость имеет вид параболы.
Теплофизические параметры пласта такие как теплоемкость скелета породы, теплоемкость окружающих пород несомненно играю немаловажную роль в нефтеотдаче и эффективности использовании тепла. Далее приведены графики зависимостей добычи, теплоиспользования, средней остаточной нефтенасыщенности от объемной теплоемкости пласта.
Рис. 4.1.4. Зависимость добычи нефти от объемной теплоемкости пласта.
Рис. 4.1.5. Коэффициента теплоиспользования от объемной теплоемкости пласта.
Рис. 4.1.6. Зависимость добычи нефти, коэфф. теплоиспользования, средней остаточной нефтенасыщенности от объемной теплоемкости пласта.
Коэффициент теплоиспользования изменяется не сильно по сравнению с добычей нефти. Несколько меньше по сравнению с теплоиспользованием изменяется и средняя остаточная нефтенасыщенность. На первый взгляд результаты могут показаться противоречивыми, поскольку из графика видно, что с уменьшением средней остаточной нефтенасыщенности и увеличением теплоиспользовании падает добыча. Чем выше теплоиспользование, тем больше тепла передается пласту и окружающим породам. Нефть нагревается все больше и, соответственно, вязкость ниже. Но тогда добыча должна увеличиваться, чего не видно из графика. Дело в том, что при увеличении объемной теплоемкости радиус прогрева уменьшается. Следовательно, уменьшается часть объема пласта, в котором нефть более подвижна, по сравнению с той частью, где нефть не нагрета. Уменьшение области прогрева в данном случае является превалирующим фактором, оказывающее негативное воздействие на добычу.
Рис. 4.1.7. Распределение температуры в пласте. Желтым цветом при объемной теплоемкости
Выше из графика видно, что чем больше объемная теплоемкость, тем меньше радиус прогрева. Следовательно, при выборе метода, различающиеся в основном теплоемкостью, следует сделать выбор в сторону того метода, у которого радиус прогрева больше.
При варьировании теплоемкости окружающих пород результаты схожи за исключением коэффициента теплоиспользования, который не меняется.
Рис. 4.1.8. Зависимость добычи нефти от объемной теплоемкости окружающих пород.
Рис. 4.1.9. Средней остаточной нефтенасыщенности от объемной теплоемкости окружающих пород.
В данном случае положение теплового фронта не меняется. Изменяется распределение остаточной нефтенасыщенности за счет изменения распределения температуры.
Распределение остаточной нефтенасыщенности в пласте. Желтым цветом при 3300 кДж/м3, Рис. 4.1.10.
синим при 1500 кДж/м3.
Так как кривая распределения остаточной нефтенасыщенности смещается вправо при увеличении теплоемкости окружающих пород, следовательно нефть все меньше и меньше извлекается из пласта.
При увеличении теплопроводности окружающих пород все меньше тепла идет на нагревание пласта. Тем самым нефтеотдача уменьшается, а остаточная нефтенасыщенность по пласту увеличивается с ростом коэффициента теплопроводности.
Очевидно, что чем лучше пласт теплоизолирован, тем эффективнее сам метод.
Рис.4.1.11. Зависимость добычи от коэффициента теплопроводности.
Рис.4.1.12. Зависимость коэффициента теплоиспользования от коэффициента теплопроводности.
Рис.4.1.13. Зависимость средней остаточной нефтенасыщенности то коэффициента теплопроводности.
4.2. Анализ результатов расчетов по модели Маркса-Лангенхейма Как было уже сказано, в данной модели полагается закачка в пласт водяного пара. В отличие от закачки воды, где имелось распределение температуры по пласту, при закачке пара полагается, что температура меняется скачкообразно и постоянна в области, занятой паром. Скачкообразно меняется и насыщенность.
Как и в случае закачки горячей воды при закачке пара тоже имеется такой момент времени, при котором все новое вводимое тепло будет идти на нагревание окружающих пород.
Рис.4.2.2. Зависимость коэффициента теплоиспользования от времени закачки.
Характерный вид кривой коэффициента теплоиспользования схож с видом кривой этой же величины при закачке горячей воды. Отличие заключается в поведении кривой добычи, где имеется ярко выраженный максимум и дальнейшее резкое ее снижение. При малых временах закачки эффективность воздействия невелика в энергетическом отношении, это видно из резкого падения коэффициента теплоиспользования в первые 500 суток.
Имеет смысл выбрать времени закачки в интервале от
1500 до 3000 суток, где коэффициент теплоиспользования меняется не слишком сильно (0,2-0,3 д.ед.).
При изменении толщины пласта изменения вида кривых имеет тот же вид, что и при закачке воды. Все остальные рассуждения аналогичны.
Немаловажным параметром при закачке пара является скрытая теплота парообразования. Эта теплота вносит наибольший вес в энтальпию пара.
Рис.4.2.2. Зависимость добычи от скрытой теплоты парообразования.
Рис.4.2.2. Зависимость коэфф. теплоиспользования от скрытой теплоты парообразования.
При варьировании скрытой теплоты парообразовании приходилось меня и температуру на забое скважины (температура в паровой зоне постоянная и равна температуре на забое), так как этот параметр зависит от температуры.
Из графика видно, что при повышении скрытой теплоты как добыча, так и коэффициент теплоиспользования возрастают, при чем за весь интервал изменения скрытой теплоты и добыча, и теплоиспользование выросли значительно. Можно сделать вывод о том, что начиная с некоторого значения добыча и теплоиспользования начинают меняться значительно.
Изменение толщины пласта естественно сказывается на технологических показателях разработки. В отличие от модели Ловерье, где под толщиной пласта подразумевалась толщина водопринимающего слоя, в модели Маркса-Лангенхейма вся толщина пласта доступна для закачки.
Как и ожидалось, при увеличении толщины пласта увеличивается добыча. Поступаемое тепло эффективнее используется, что видно из следующего графика.
Рис.4.2.3. Зависимость коэфф. теплоиспользования от толщины пласта.
При увеличении коэффициента теплопроводности окружающих пород коэффициент теплоиспользования уменьшается незначительно. Что касается добычи, то ее падение также не велико.
Характерный вид добычи при варьировании времени добычи имеет вид:
Рис.4.3.1. Характерный вид зависимости доп. добычи при варьировании времени добычи.
Из данного графика видно, что максимальная добыча достигается за примерно 120 суток.
Средняя вязкость нефти в зоне прогрева существенно влияет на дополнительную добычу. При малом изменении вязкости нефти изменение в дополнительной добыче велико.
Рис.4.3.2. Падение максимальной дополнительной добычи при увеличении средней вязкости.
Поэтому существенным оказывается зависимость вязкости нефти от температуры. Этот фактор является превалирующим над остальными и наибольший вклад в добычу при данном воздействии. Если разница между вязкостью в непрогретой части пласта и вязкостью в прогретой велика, то это будет решающим фактором при добыче нефти с привлечением данного метода.
2) Подобраны математические модели, коррелирующие с минимальным набором имеющихся входных параметров.
3) Создан программный комплекс для параметрического исследования отобранных методов и оценки их эффективности с точки зрения основных технологических показателей.
4) Определен набор параметров, позволяющих в рамках конкретного месторождения выделить один из методов теплового воздействия на пласт как наиболее эффективный.
5) Создана методика подбора тепловых методов воздействия на пласт на основе минимального набора входных параметров.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Антониади Д.Г., Гарушев А.Р., В.Г. Ишханов Настольная книга по термическим методам добычи нефти. – Краснодар: «Советская Кубань», 2000. – 464 с.
2. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. – М.: «Недра», 1988. – 422 с.
3. Рожкин М.Е. Практикум по разработке нефтяных месторождений [Текст]: метод. указания к выполнению практических работ по специальности 130503 (РЭНГМ) / М.Е. Рожкин. – Ухта: УГТУ, 2012. – 20 с.
4. Рузин Л.М. Разработка нефтяных месторождений с приминением теплового воздействия на пласт [Текст]: метод. указания / Л.М. Рузин. Ухта: УГТУ, 2009. – 39 с.
5. Шевелев А.П. Математическое моделирование циклического теплового воздействия на нефтяные пласты: Дис. …к.ф-м.н. 01.02.05 / Шевелев Александр Павлович; ТюмГУ. – Тюмень, 2005. – 137 с.
6. Лыков А.В. Теория теплопроводности. М.: Высшая школа, 1967. – 600 с.
7. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов.
«Документ до історії державного скарбу давньої Гетьманщини. Незабаром мине вже 35 років, як в українській історіографії по ставлено тему-про історію фінансового устрою давньої Гетьманщини. Ще В. А. Мякотін в одній -із ранніх своїх праць з історії українського селянства одзначає, яку особливу вагу має ця тема. »
«Акафист святому преподобному Макарию, игумену Калязинскому, чудотворцу Кондак 1 Возбранный чудотворче, и изрядный угодниче Христов, многоцелебный источниче и молитвенниче о душах наших, преподобне отче Макарие, яко имеяй дерзновение ко ко Господу, молитвами твоими от всяких нас бед свободи, да. »
«Министерство образования и науки Российской УТВЕРЖДАЮ Федерации Ректор ФГБОУ ВО «БГУ» Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «БАЙКАЛЬСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» _А.П. Суходолов (ФГБОУ ВО «БГУ») Протоколы заседания Ученого совета г. Иркутск БГУ 30.09.2016 г., протокол № 2 27.01.2017 г., протокол № 8 22.0. »
«УДК 630*383+630*37 ПРИМЕНЕНИЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ И ВЕРТИКАЛЬНЫХ УПРОЧНЯЮЩИХ ГЕОСИНТЕТИЧЕСКИХ ПРОСЛОЕК В КОНСТРУКЦИЯХ ЛЕСНЫХ ДОРОГ Дини М. Н., асп., Жарков Н. И., доц., к.т.н. Белорусский государс. »
«М. ВЛАДИ МО В Ш У Р А КО Б Е Р ВИТЯ ХОМЕНКО И з д а т е л ь с т в о „МАЛЫШ“ • Москва • 1981 Н а кр угл ой, п уза то й у л и ч н о й тум бе, где р а н ь ш е висели п ё с т р ы е киноаф иш и и реклам ны е пл акаты, появи л ся ж ё л т ы й л и с т б у м а ги с к р у п н ы м и ч ё р н ы м и б уквам и. Ещ ё и зд ал ека Ви тя п р о. »
«Муниципальное автономное общеобразовательное учреждение «Средняя общеобразовательная школа № 145 г. Челябинска» 454904, г. Челябинск, ул. Челябинская, д. 17, тел./факс: 280-01-71, E – mail:Sch145sv@mail.ru ОКПО 36921247, ОГРН 1027402929982, ИНН/ КПП 7451054361/ 745101001 Приложение № 14 к основной образовательной программе основного. »
«Международное агентство по атомной энергии Информационный циркуляр INFCIRC/674 Date: 8 June 2006 General Distribution Russian Original: English Соглашение между Республикой Уганда и Международным аге. »
«Slavica Tartuensia III LIKOOLI TOIMETISED TARTU УЧЕНЫЕ ЗАПИСКИ ТАРТУСКОГО УНИВЕРСИТЕТА ACTA ET COMMENTATIONES UNIVERSITATIS TARTUENSIS Alustatud 1893.a. VIHIK 932 ВЫПУСК Основаны в 1893.Г: СЛАВЯНО-СЛАВ. »
«_ 2Рабочая программа учебной дисциплины: Радиоприемные устройства в системах оптической связи Рабочая программа дисциплины разработана на основе выполнения требований следующих нормативных документов:• ФГОС ВПО по направлению подготовки бакалавров 210700.62 (утверж. »
«СОДЕРЖАНИЕ 1. Внимание. 13 Упражнения 1. Пролезть в маленькое окошко. 30 2. Дать волю своим мыслям. 32 3. Коллаж из марок. »
«Международный центр гендерного бюджетирования и управления для стран СНГ при Российской Академии Народного Хозяйства и Государственной Службы (МЦГБиУ при РАНХиГС) Семинар по методологии гендерного бюджетирования (с акцентом на вопросы гендерного бюджетирования в сфере заня. »
2017 www.kniga.lib-i.ru — «Бесплатная электронная библиотека — онлайн материалы»
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.
Закачка теплоносителя в пласт уравнение
|
«ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ СРЕДНЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ БЕРЕЗОВСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ ТЕХНИКУМ РАССМОТРЕНО: УТВЕРЖДАЮ: на заседании МК Горных профессий Зам. директора по УПР протокол № _ _Е.А. Смирнова руководитель МК Горных профессий Т.В. Коновалова Методические указания по выполнению домашней контрольной работы для обучающихся заочной формы обучения по МДК 01.01. Основы обогащения полезных ископаемых наименование дисциплины (мдк) специальности 130406.01. »