CC BY
143
УДК 622.276.652
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРИНЦИПЫ РАЗРАБОТКИ ВОДОПЛАВАЮЩЕЙ ЗАЛЕЖИ АНОМАЛЬНО ВЯЗКОЙ НЕФТИ
Л.М. РУЗИН, И.Ф. ЧУПРОВ, М.С. ХОЗЯИНОВА
Ухтинский государственный технический университет, г. Ухта [email protected]
Рассматривается вариант разработки водоплавающей залежи аномально вязкой нефти с использованием подстилающего водоносного пропластка для предварительного прогрева продуктивного пласта. Показано, что пласты небольшой толщины (до 10-15м) можно прогреть через водоносный пропласток до температуры, при которой появится возможность перейти к площадному вытеснению нефти.
Ключевые слова: закачка пара, высоковязкая нефть, паротепловое воздействие на пласт, водоносный пропласток
L.M.RUZIN, I.F.CHUPROV, M.S.KHOZYAINOVA. ENGINEERING DESIGN PRINCIPLES OF BOTTOM WATER-DRIVE RESERVOIR WITH NON-NEWTONIAN VISCOUS OIL
Version of design of bottom water-drive reservoir with non-Newtonian viscous oil with the use of underlying watered layer for stand-by heat of pay zones is considered. It is shown that layers with shallow thickness (to 10-15 meters) can be warmed up through watered layer to temperature that permits the switch to pattern drive.
Key words: steam injection, high-viscosity oil, vapor and thermal treatment, watered layer
К основным особенностям геолого-физичес-кой характеристики пласта на Лыаёльской площади Ярегского месторождения относятся: небольшая толщина - 10-15 м, аномально высокая вязкость нефти - 15-20 тыс.^Пас. и наличие на значительной части площади подстилающего водоносного горизонта. Подобные запасы углеводородов зачастую относят к забалансовым и не разрабатывают. Основная проблема, с которой пришлось столкнуться при проведении опытных работ по тепловому воздействию на пласт - освоение скважин под закачку пара и обеспечение приемлемых темпов закачки. Практически все скважины характеризовались крайне низкой проницаемостью. Фильтрационные сопротивления пласта, насыщенного аномально вязкой нефтью, настолько велики, что, как показывают расчеты, невозможно обеспечить существенную скорость фильтрации закачиваемого теплоносителя при максимально допустимых давлениях нагнетания.
Одним из вариантов разработки нефтяного пласта в таких условиях может быть предварительная закачка пара в прилегающий к нефтяному пласту водоносный пропласток (рис. 1).
При изложенном выше варианте прогрева продуктивный пласт прогревается за счет теплопроводной составляющей, а водоносный пропла-сток - в основном за счет конвективного переноса
Рис. 1. Схема прогрева продуктивного пласта через водоносный горизонт.
тепла. Цель закачки теплоносителя в водоносный горизонт - снижение фильтрационного сопротивления продуктивного горизонта до уровня, обеспечивающего необходимые темпы закачки теплоносителя или другого вытесняющего агента непосредственно в нефтяной пласт. Поэтому прогрев пласта через водоносный горизонт следует рассматривать как необходимую подготовительную технологическую операцию, предшествующую активному гидродинамическому вытеснению нефти из прогретого пласта.
Для исследования динамики температуры в продуктивном пласте при закачке теплоносителя в подстилающий водоносный горизонт была использована схема Х. Ловерье [1].
сп ■Н дТ1 а • с 1 і їж ж ~\ * —
X и 2л •Х г
II <о | X д 2Т2
ді с2 ды2
= о,
при условиях
Т = Т2 = Т0 при і = 0, Т1 = Т2 при Ы =
h
Т = Тж при г = 0, Т = т2 = т0 при г ^ да ,
Т2 = То при Ы ^ да , где Т - температура пласта; Т2 - температура окружающих пород; Т0 - начальная температура пласта; Тж - температура горячей воды; h - толщина нефтяного пласта, сП и с2 - теплоёмкость пласта и окружающих пород соответственно; сж - теплоёмкость горячей жидкости; аж - темп закачки горячей жидкости; X - теплоёмкость пород; г - расстояние от оси скважины, і - время закачки.
Расчётные формулы имеют вид: а) для пласта
' £ ^
Т - Т
01 = —---------— = ег/с
1 Т - Т
£ж
2 ^а(т-£)
(т-£);
а( т
б) для окружающих пород
С с і і 1 ^
£+Ы-1
Т - Т 02 = Т—£ = ег/с
о
2 •<у/а(т-£)
•а(т
(т-£),
( |л|> 1).
Здесь е
4я^Я- г 2
h•qж -сж
с//С с//С
т = -
4Хі
сп 'Н
л=-
0 при т - £ < 0, при т - £ > 0,
и
ег/с (и) = 1 - ег/ (и) , ег/ (и) = -^|е Хdx.
•\/л 0
При закачке пара
2
4п• Я-АГ •г2
£ =-------------------п-----------
п h -а -(с' -АТ + х -с ) в чп у п п п г'
где ап - массовый расход нагнетаемого пара, Кв -толщина водоносного пропластка, Хп - степень сухости пара, с - теплоёмкость пара при заданной
п
температуре- Сг - скрытая теплота парообразования, АТп = Тп - Т0 избыточная температура пара.
Замена ¿на £ означает, что нагнетаемый
ьв ьп
пар заменяется эквивалентным количеством горячей воды с равными температурой и теплосодержанием.
Средняя безразмерная температура продуктивного пласта при заданных £ их выразится
формулой:
£ Н---2 -1
К
—Ьв + h 2 в
1 2
®(£ т) = | ег/с
= | 1 + £Н- I ег/с
27 а(т-£)
dz =
£• К 2h
2Н
(
ег/с
£
( \
2Н + Нв • £ а(т-£)у а(т-£)
ехр
£2
4а (т - £)
2у1 а(т-£) - ехр
л/л~К
Г £2 • Н2в + 4Н2 + 4£ • Нв • К
4Нв а (т - £)
лл
// (1)
Математическая модель (1) в дальнейшем была использована для исследования влияния геологических и технологических факторов на эффективность прогрева продуктивного пласта через водоносный горизонт. Установленные закономерности изложены в работе [2].
Для определения момента перехода к вытеснению нефти из пласта необходимо исследовать динамику фильтрационного сопротивления продуктивного пласта по мере его прогрева. Изучение динамики фильтрационных сопротивлений в процессе прогрева позволяет определить момент перехода к площадному вытеснению нефти из прогретого пласта.
Начальный расход теплоносителя до теплового воздействия при круговом течении определяется по формуле:
2пк • К Рк - Рс , (2)
а = - к с ’
1 нач
и
1п
R
где к - проницаемость пласта, ин - вязкость нефти, Рк- Рс - перепад давления между зоной нагнетания и отбора, Я - радиальная координата, г0 - радиус скважины.
Текущий расход теплоносителя в период прогрева с учетом зависимости вязкости нефти от температуры может быть определен по приближенной формуле:
Р - Р (3)
а = 2жк^ Н-------к---с——,
± тек п Т?
V и • 1п —
Г ні тг)
І = 1 Яі
где ині - вязкость нефти в интервале (Яі; Яі+1).
Составим соотношение начального расхода к текущему, характеризующее степень снижения фильтрационных сопротивлений пласта в результате теплового воздействия:
г
Н
в
2
г
с
0
Я,
Я,
Чп
Мн • 1п
R
(4)
В качестве примера выполнен расчёт динамики фильтрационных сопротивлений при следующих данных: К = 10 м, г0 = 0,05 м, цН = 10060 мпа • с (вязкость нефти Ярегского месторождения при 10°С), R = 50 м,
Вт
Тп = 150°С и 200оС, Т0 = 10°С, %п = 2,32
сп = 1,89
кДж
м • К кДж
с п = 2212 —з--, св = 1940—з
кДж
м • К
кДж
м • К
хп = 0,7, Ч п = 50т/сут.
кг • К
Радиус прогрева R = 50 м разобьём на 10 частей. Примем Я.+1 = 5/, Я. = 0,05/ + 5(/-1). В
формуле для определения ^ф верхний индекс
суммирования будет равняться 10.
Методика расчёта состоит в следующем: вначале для каждого заданного радиуса находим среднюю температуру нефтяного пласта по формуле (1), затем по температуре определяем вязкость нефти и в дальнейшем по формуле (4) находим динамику снижения фильтрационных сопротивлений (рис. 2).
пласта в радиусе 50 м при Кв = 4 м, 1 - ТП =150°С, 2 - ТП = 200°С
На приведенном выше рисунке можно выделить два этапа: период резкого снижения фильтрационного сопротивления продуктивного пласта и период умеренного снижения и последующей стабилизации фильтрационного сопротивления, который наступает примерно через год после начала прогрева. Через год можно перейти к вытеснению нефти из пласта.
Определение необходимого времени предварительного прогрева пласта, после которого мож-
но переходить к площадному вытеснению нефти, выполняется следующим образом:
- для заданных значений проницаемости коллектора, толщины пласта и максимально возможного давления нагнетания пара вычисляется начальный расход теплоносителя Чнач до теплового воздействия на пласт по формуле (2). Так, при проницаемости коллектора 310-12 мкм2 и давлении нагнетания 3 МПа с учетом ранее принятых значений других параметров величина Чнач составляет 0,48 м3/сут.;
- задаваясь расходом теплоносителя qmек- по формуле (4) определяем степень снижения фильтрационных сопротивлений пласта для обеспечения заданного расхода Чтек. Например, для Чтек= 50 м3/сут значение ^ф составляет примерно 0,01;
- используя рис. 2, для заданных значений R и hв: определяем время закачки пара в водоносный пропласток, соответствующее моменту перехода к площадной закачке пара. При температуре пара 200оС время перехода к площадному вытеснению нефти составляет 365 суток.
Как известно, при закачке пара в пласте последовательно перемещаются три зоны: зона насыщенного пара, зона горячей жидкости и зона начальных пластовых температур. Сопоставим динамику снижения фильтрационного сопротивления пласта с характером продвижения указанных зон.
Радиус зоны пара зависит от темпа закачки qП- параметров закачиваемого пара, толщины водоносного пропластка, теплофизических параметров пласта и вычисляется по формуле [3].
гп =
Чп • сг • *
п • К
-уд
где
суд = т • СГ • Рп + (1 - т) • сск • Рск • ЛТп -удельная теплоемкость пласта, т - пористость, рп -плотность пара, сск, р - удельная теплоёмкость и
• ск
плотность скелета водоносного пропластка.
Выполним оценку скорости продвижения паровой зоны для следующих исходных данных:
3
Чп = 50 т/сут; рск = 2200 кг / м ; т = 0,26;
р п
3
= 300 кг/м ;сг = 1941
кДж
кг
= 2212
кДж ~3
; К = 4
м;
АТп = 190 С .
м • С
При расстоянии между нагнетательной и добывающими скважинами Я = 50 м и принятых выше условиях прорыв пара в добывающие скважины произойдёт через 170 суток, т.е. раньше, чем фильтрационное сопротивление пласта снизится до необходимого уровня.
Дальнейшее нагнетание пара после прорыва приводит к утечкам тепла за пределы разрабатываемых элементов и неэффективному использованию энергии теплоносителя. Исходя из этих соображений, после прорыва пара необходимо прекра-
Ч
г
0
с
тить на некоторое время нагнетание теплоносителя. После прекращения закачки пара температура продуктивного пласта будет повышаться до момента выравнивания с температурой водоносного про-пластка. При этом пар сконденсируется и давление в водоносном слое уменьшится. Следующий цикл нагнетания пара необходимо начать в момент равенства средней температуры пласта и водоносного пропластка (рис. 3).
Продолжительность
пропитки
В заключение отметим, что опытный участок ОПУ-1 Лыаёльской площади Ярегского месторождения разрабатывался по вышеописанной технологии в течение 20 лет. За это время на площади 6 га была достигнута нефтеотдача - 35% при приемлемом паронефтяном отношении 5,6 т/т. Приведенные результаты исследований свидетельствуют о том, что технология, включающая в начальной стадии использование водоносного пропластка для предварительного прогрева нефтяного пласта, является одним из эффективных вариантов разработки залежей аномально вязкой нефти или битума.
Литература
1. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1986. 424 с.
2. Рузин Л.М., Чупров И.Ф. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов: монография / Под ред. Н.Д. Цхадая. Ухта: УГТУ, 2007. 244 с.
3. Шейнман А.Б., Малофеев Г.Е., Сергеев А.И. Воздействие на пласт теплом при добыче нефти. М.: Недра, 1969. 254 с.
Статья поступила в редакцию 29.02.2012.
Рис. 3. Динамика температуры пласта и водоносного пропластка после прекращения закачки пара.
1 - температура пласта, 2 - температура водоносного пропластка.
Такой режим закачки пара позволяет значительно повысить тепловую эффективность процесса и снизить паронефтяное отношение.
