Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Обоснование технологий комплексного теплового и физико-химического воздействия на залежах высоковязких нефтей

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Обоснование технологий комплексного теплового и физико-химического воздействия на залежах высоковязких нефтей"

На правах рукописи

Исмягилов Олфат Зявдятович

ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ КОМПЛЕКСНОГО ТЕПЛОВОГО И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖАХ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ

Специальности: 25.00.17 01.04.14

«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» «Теплофизика и теоретическая теплотехника»

АВТОРЕФЕРАТ ДИССЕРТАЦИИ на соискание ученой степени кандидата технических наук

мъък

На правах рукописи

Исмагялов Олфат Зявдатович

ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ КОМПЛЕКСНОГО ТЕПЛОВОГО И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖАХ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ

Специальности: 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений» 01.04.14 «Теплофизика и теоретическая теплотехника»

АВТОРЕФЕРАТ ДИССЕРТАЦИИ на соискание ученой степени кандидата технических наук

тинуд

Работа выполнена в Центре химической механики нефти Академии наук Республики Башкортостан (ЦХИМН АН РБ)

Научные руководители: доктор технических наук

Котенев Юрий Алексеевич

доктор физико-математических наук Шарафутдинов Рамиль Фаизырович

Официальные оппоненты: доктор технических наук

Хисамутдинов Наиль Исмагзамович

доктор физико-математических наук Фатыхов Миннехан Абузарович

Ведущая организация: Тюменский государственный университет (ТюмГУ, г. Тюмень)

Защита состоится 18 ноября 2005 г. в 14— часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИГТТЭР»), по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, д .144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Государственного унитарного предприятия «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»).

Автореферат разослан 18 октября 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат технических наук.

РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ!

библиотека I

Худякова Л.П

Общая характеристика работы

Актуальность темы. Значительная часть месторождений большинства нефтяных компаний России характеризуются высокой выработкой запасов нефти и, следовательно, отборы углеводородного сырья по ним снижаются. Для поддержания высоких уровней добычи на современном этапе рациональным является ввод в эксплуатацию месторождений нефти с трудноизвлекаемыми запасами. Ранее разработка залежей со сложным геологическим строением и высоковязкими нефтями была малоэффективна по причине отсутствия технологий, обеспечивающих максимально возможное и экономически целесообразное извлечение углеводородов из недр. Из всех современных технологий, направленных на повышение нефтеотдачи, а в частности добычу высоковязких нефтей, наиболее подготовленными являются термические методы. Их применение может быть направлено на извлечение углеводородов в сложных геолого-физических условиях с вязкостью нефти до 10000 мПа-с. При этом конечная нефтеотдача увеличивается с 6-20 до 30-50%, что недоступно сегодня никаким другим методам. Возможность комбинирования термических методов с гидродинамическими, физико-химическими, физическими методами позволяет значительно увеличить степень положительного влияния на пласт, насыщенный твердыми, жидкими, газообразными компонентами.

Термические методы повышения нефтеотдачи пластов не имеют в настоящее время альтернативы при разработке нефтяных месторождений, содержащих высоковязкие нефти, и являются приоритетными среди других методов. Тепловое воздействие является комплексным: уменьшается вязкость нефти, увеличивается ее подвижность, ослабевают структурно-механические свойства, улучшаются условия для капиллярной пропитки и смачиваемости вытесняющего агента, что приводит к увеличению коэффициента вытеснения и конечной нефтеотдачи.

Нефти месторождений Поволжья по своим свойствам неодинаковы, не малую их долю можно охарактеризовать как высоковязкие. тяжелые, высокосернистые. Среди административных районов представляющих данный регион, наибольший процент трудноиз-влекаемых запасов (ТрИЗ) приходится на республику Татарстан, в т.ч. 29% запасов высоковязких нефтей

В Татарстане структура остаточных извлекаемых запасов представлена следующим образом: доля активных -20,4%; ТрИЗ -79,6%. в том числе на высоковязкие приходится 39,5%. Отдельные месторождения Татарстана можно полностью отнести к залежам нефти с трудноизвлекаемыми запасами. Среди таких выделяется Степноозерское месторождение, которое является пятым в Татарстане по величине извлекаемых запасов.

Цель работы. Обоснование технологий комплексного теплового и физико-химического воздействия на залежах высоковязких нефтей, разработка методики расчета и оптимизации парогазоцик-лического воздействия, теоретический анализ тепловых потерь из скважин при различных типах их теплоизоляции.

Основные задачи исследований:

1. Систематизация технологий освоения трудноизвлекаемых запасов, приуроченных к залежам высоковязких нефтей. Классификация залежей высоковязких нефтей.

2. Исследование процессов теплового воздействия на пласт при циклической закачке парогаза. Разработка методики расчета и оптимизации парогазоциклического воздействия: периода закачки теплоносителя в пласт, распределение температуры, прогноз скорости конденсации пара, расчет степени повышения продуктивности скважины и закономерностей падения дебита.

3. Теоретический анализ тепловых потерь из скважины и влияние различных типов их теплоизоляции.

4. Прогнозирование с применением геолого математического моделирования импульсно-дозированного теплового и полимерно-термического воздействия.

5. Оценка эффективности применения парогазоциклического воздействия на продуктивных объектах Степноозерского месторождения.

Методы исследования:

Анализ отечественных и зарубежных публикаций, теоретические, лабораторные и промысловые исследования, численное моделирование и расчеты на ЭВМ, математическое моделирование сложных геологических объектов с привлечением аппарата геолого-статистического анализа.

Научная новизна:

1. Разработана методика расчета и оптимизации парогазоцикличе-ского воздействия на залежах высоковязких нефтей, основанная на интегральном подходе к анализу суммарного теплового баланса потоков теплоносителя через скважину и пласт в окружающие породы с учетом скрытой теплоты конденсации пара.

2. Предложена математическая модель тепловых потерь из работающей скважины в окружающие породы и установлено влияние различных типов теплоизоляции насосно-компрессорных труб при прокачке теплового агента. Установлено, что теплозащита труб базальтовым волокном сопоставима с двойным покрытием Thermo Coat.

3. Теоретически с привлечением аппарата геолого-математического моделирования обоснованы и оптимизированы технологии им-пульсно-дозированного теплового (ИД ГВ) и полимерно-термического (НТВ) воздействия для условий залегания продуктивных отложений Степноозерского месторождения. Установлено, что применение парогазоциклического воздействия приводит к увеличению нефтеотдачи по сравнению с проектным значением в два и более раз.

Основные защищаемые положения:

1. Методика расчета и оптимизации парогазоциклического воздействия на залежах высоковязких нефтей.

2. Математическая модель тепловых потерь из работающей скважины при прокачке теплового агента.

3 Геолого-математическая модель импульсно-дозированного теплового и полимерно-термического воздействия на залежах высоковязких нефтей Степноозерского нефтяного месторождения.

Практическая ценность и внедрение результатов работы:

Полученные результаты могут быть использованы при обосновании освоения трудноизвлекаемых запасов залежей высоковязких нефтей с применением циклического теплового воздействия. В том числе и в комбинации с гидродинамическими, физико-химическими и физическими методами увеличения нефтеотдачи пластов. Разработанная методика расчета и математическая модель могут быть использованы при составлении проектов разработки.

технологических схем, проектов пробной эксплуатации и опытно-промышленных работ месторождений с высоковязкими нефтями.

На основе проведенных исследований подготовлена и утверждена на Территориальной комиссии по разработке нефтяных месторождений Республики Татарстан «Технологическая схема разработки Степноозерского месторождения», утвержденная Протоколом РКР №199 от 26 декабря 2001 г.

В соответствии с этим документом рекомендовано проведение опытно-промышленных работ на экспериментальном участке данного месторождения.

Апробация работы

Основные научно-методические положения диссертационной работы и результаты проведенных исследований доложены и апробированы на научно-технических совещаниях ЗАО «Татнефтеотда-ча» (2001-2005 г.г.), Территориальной Комиссии по разработке нефтяных месторождений республики Татарстан(г. Казань, 20022005 г.г.), 3-й Всероссийской НТК «Моделирование и управление процессом нефтяной и газовой добычи» (г.Тюмень, 2002 г.), международной технической конференции. «Научные основы и практика переработки руд и техногенного сырья (г.Екатеринбург, 2003 г.), 12-ом Европейском симпозиуме «Повышение нефтеотдачи пластов. Освоение трудноизвлекаемых запасов нефти» (г.Казань, 2003 г.), 4-ой Международной НТК «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и вязких нефтей» (г.Анапа, 2003 г.), ХУП-ом Менделеевском съезде по общей и прикладной химии (г.Казань, 2003 г., Международном семинаре «Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии эксплуатации (г. Тюмень, 2004 г.), Международной конференции «Системные проблемы надежности, качества, информационных и электронных технологий (г.Москва, 2004 г.).

Публикации. По результатам научных исследований опубликовано 18 печатных работ, в числе которых 1 монография, 13 статей, 4 тезиса докладов. Кроме того получено 2 патента РФ.

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы. Объем диссертационной работы содержит 124 страниц, в том числе 28 рисунков. 11 таблиц, список использованных источников насчитывает 78 наименований.

Содержание работы

Во введении обоснована актуальность работы, цель и основные задачи исследовании, научная новизна, практическая значимость и апробация работы.

В первой главе. Выполнена систематизация технологий освоения трудноизвлекаемых запасов, приуроченных к залежам высоковязких нефтей, классификация залежей высоковязких нефтей.

Идея искусственного воздействия на нефтяной пласт теплом с целью эффективной выработки запасов нефти возникла давно. Еще в 20—30-е годы прошлого столетия выдающиеся ученые отечественной нефтяной геологии И. М. Губкин, А. Д. Архангельский и Д. В. Голубятников предсказывали большую будущность тепловым методам при разработке месторождений высоковязких нефтей. С этого периода начинаются глубокие фундаментальные теоретические и экспериментальные исследования термогидродинамических процессов в нефтяных пластах. Основоположниками таких исследований были А. Б. Шейнман, И. А. Чарный, Л. И. Рубинштейн и др. В последующие годы глубокие прикладные задачи в области термической добычи высоковязкой нефти были решены рядом известных ученых России, Украины, Азербайджана и других. В этой области большой вклад внесли А.Б. Шейнман, Г.Е. Малофеев, Ю.В. Желтов, Э.Б. Чекалюк, A.A. Боксерман, Н.Л. Раковский, К.А. Ога-нов и др. Существенный вклад в решение практических проблем развития термических методов добычи высоковязкой нефти на месторождениях внесли Н. К. Байбаков, А. Р. Гарушев, Я. А. Мустаев, А. X. Мирзаджанзаде, И. М. Аметов, В. И. Кудинов и другие.

Термические методы - это активное воздействие на нефтяной пласт, сопровождающееся одновременным наложением эффектов гидродинамического и термодинамического воздействия, фазовыми переходами, увеличением подвижности нефти, ослаблением структурно-механических свойств, улучшением условий для капиллярной пропитки, переходом компонентов нефти в газообразное состояние, улучшением условий смачиваемости вытесняющего агента и, как следствие, увеличением коэффициента вытеснения и конечной нефтеотдачи.

Термические методы повышения нефтеотдачи пластов не имеют в настоящее время альтернативы при разработке нефтяных месторождений, содержащих высоковязкую нефть, и являются приоритетными среди других методов. Доведение нефтеотдачи

пластов до 50 - 60 % равноценно удвоению промышленных запасов нефти. Поэтому нефтяные месторождения тяжелой нефти представляют собой неиспользованные энергетические ресурсы.

Запасы тяжелых нефтей и битумов оцениваются в мировом масштабе гораздо выше, чем запасы легких нефтей, но добыча этих нефтей сегодня составляет малую часть от огромной мировой добычи нефти, а размерами добычи битума вообще можно пренебречь.

На современном этапе, когда возможность открытия крупных месторождений легких нефтей практически исчезла, а добыча нефти из разрабатываемых месторождений пошла на убыль, во всех нефтедобывающих странах встала проблема увеличения нефтеотдачи и добычи тяжелых нефтей и битумов.

В настоящее время различные технологии термического воздействия на пласт во всех их разновидностях получили самостоятельное развитие. Одни уже приобрели промышленные масштабы, другие проходят опытно-промышленные испытания, третьи - лабораторные исследования. Характерно отметить, что все они осуществляются на месторождениях с широким диапазоном геолого-физических параметров. Например, вязкость пластовой нефти может изменяться от 2 до 10 тыс. мПа-с, нефтенасыщенная толщина -от 4 до 60 м, остаточная нефтенасыщенностъ - от 0,32 до 0,8. Применение термических методов возможно и в сильно обводненных пластах.

В бывшем СССР внедрение термических методов повышения нефтеотдачи пластов осуществлялось на 42 объектах, в том числе процессы паротешювого воздействия реализовались на 16 объектах, внутрипластовое горение - на 11 объектах, термозаводнение -на 15 объектах. Добыча нефти за счет термических методов воздействия достигала 3,9 млн. т. в год.

Концентрация сил и средств на базовых объектах наряду с решением научно-технических проблем дает возможность переходить к промышленному освоению технологий и планомерно увеличивать добычу нефти. Как показала практика, более эффективно работы по термическим методам осуществляются пока только на крупномасштабных объектах. Об этом свидетельствует и зарубежный опыт. Например, в США более половины действующих проектов реализуются на трех крупнейших месторождениях тяжелой нефти, расположенных в Калифорнии: Керн-Ривер, Белридж и Ме-

дуэй Сансет с запасами 630, 225 и 960 млн. т., соответственно. На этих месторождениях термическими методами добывается более 20 млн т нефти в год, что составляет 82 % суммарной годовой добычи нефти в стране за счет паротеплового воздействия (и ТВ), а темп годового отбора составляет 1.3; 4,3 и 0,9 % запасов соответственно.

Основные технологии добычи нефти с использованием теплоносителей

Тепловые методы являются единственным средством добычи высоковязких нефтей и битумов. Запасы их огромны, большая часть залегает на небольших глубинах, что предопределило к ним особое внимание. Их можно разделить на две группы в зависимости от места генерации тепла. В первой группе тепло генерируется на поверхности и доставляется в пласт теплоносителями: водой или паром. Во второй группе тепло генерируется непосредственно в пласте при сжигании части нефти, а горение поддерживается посредством закачки в пласт окислителя (например, воздуха, кислорода или их сочетания). Способы второй группы пока находятся в стадии разработки, поскольку еще не сняты все затруднения в их реализации, контроле за продвижением фронта и обеспечении экологических ограничений. Напротив, методы первой группы уже получили широкое распространение благодаря значительно меньшим затратам в техническом обеспечении, хотя идея использования их для добычи нефти родилась практически в одно и то же время.

Таким образом, к первой группе теплоносителей относятся: горячая вода; пар; парогаз, вода с высокими термодинамическими параметрами (терморастворитель).

Вторая группа создания тепла в пласте - внутрипластовое горение: сухое; влажное; сверхвлажное.

В условиях залежей высоковязкой нефти, характеризующихся широкими интервалами изменения условий залегания, геолого-физических и физико-химических свойств пластов и насыщающих их флюидов первостепенное значение приобретает операция идентификации (группирования), т.е. выделения относительно однородных групп объектов.

Группирование позволяет решать ряд важнейших задач нефте-газопромысловой геологии и разработки; оценивать сходства и различия продуктивных пластов при выделении объектов разработки, проводить обоснование систем разработки, устанавливать меро-

приятия по контролю и регулированию и т.д. Идентификация и выделение степени сходства и различия значительного количества объектов становиться возможным лишь с использованием современно математического аппарата (метод главных компонент МГК и дискриминантный анализ). Выделенные при этом особенности reo-логического строения групп залежей позволяют учесть их в процессе разработки при принятии различных технологических решений (В.Ш. Мухаметшин).

Выполненное группирование объектов разработки залежей высоковязких асфальтено-смолистых нефтей СНГ позволило выделить двадцать наиболее представительных и однородных по рассматриваемым параметрам объектов. Объекты группировались по тринадцати параметрам: глубине залегания пласта, эффективной нефтенасыщенной толщине, коэффициентом проницаемости, пористости, нефтенасыщенности, плотности и вязкости пластовой нефти, температуре пласта, начальному пластовому давлению, подвижности нефти, гидропроводности пласта, начальным балансовым запасам, количеству смол и асфальтенов.

Выделенные геологические особенности различных групп объектов, позволяют наметить мероприятия по контролю, регулированию, совершенствованию процесса разработки. Разработан алгоритм поиска объектов - аналогов для новых залежей высоковязкой нефти с целью использования опыта изучения залежей, находящихся длительное время в разработке.

Во второй главе разработана методика расчета и оптимизации парогазоциклического воздействия.

Предлагается интегральный подход, основанный на суммарном тепловом балансе потоков теплоносителя через скважину, из пласта в окружающие породы, с учетом скрытой теплоты конденсации пара, определения основных технологических параметров и эффективности парогазоциклического воздействия на призабойную зону скважин. При этом необходимо решить следующие задачи. Во-первых, рассчитать период закачки теплоносителя (парогаза) в пласт, определить распределение температуры в призабойной зоне и эффективные размеры зоны, охваченной тепловым воздействием. Во-вторых, решить задачу о паротепловой пропитке, т.е. прогнозировать скорость конденсации пара и всасывания нефти из «холодной» области пласта в прогретую зону. И, наконец, рассчитать степень повышения продуктивности скважины за счет разогрева

нефти в призабойной зоне и закон падения дебита по мере охлаждения призабойной зоны потоком нефти из пласта.

При моделировании указанных задач приняты следующие положения: на первом этапе формируется зона «парового плато», т.е. области фильтрации насыщенного пара и воды при температуре кипения. Температура этой области равна температуре насыщения при пластовом давлении. Пар при фильтрации отдает тепло пласту и частично конденсируется. Основная часть выделяющейся воды приобретает начальную температуру пласта и фильтруется перед фронтом конденсации. Когда сконденсированной воды в области парового плато становится достаточно большое количество, происходит остановка фронта конденсации и развитие зоны вытеснения нефти горячей водой и газом за стационарным фронтом конденсации. Температура сформированного таким образом фронта горячей воды быстро падает по мере продвижения вглубь пласта. Развитие и затухание процесса вытеснения нефти горячей водой составляет второй этап процесса. На заключительном этапе формируется стационарное тепловой поле в пласте, структура которого состоит из области парового плато, зоны вытеснения нефти горячей водой и газом и невозмущенной (при начальной температуре пласта) зоны в глубине пласта.

Физический смысл формирования стационарного температурного поля в пласте заключается в следующем. По мере продвижения тепловых фронтов вглубь пласта растет площадь, с которой происходят теплопотери. На заключительном этапе темп закачки тепла с теплоносителем равен суммарным тепловым потерям из пласта в окружающие породы, т.е. парогаз, закачиваемый в пласт, фильтруется в пласте, конденсируется, сконденсированная вода охлаждается до пластовой за счет тепловых потерь в окружающие породы. Дальнейшая закачка теплоносителя в пласт неэффективна, так как не приводит к росту зоны прогрева. Максимальная зона прогрева пласта определяется равенством потоков тепла закачиваемого в пласт и тепловых потерь из пласта.

Известно, что скорость тепловых фронтов в линейном случае постоянна, а в радиальном падает обратно пропорционально радиусу. С учетом этого, время закачки теплоносителя до момента формирования стационарного температурного поля, т.е. время цикла закачки теплоносителя в скважину можно определить из следующего выражения:

где О - безразмерная скорость теплового фронта; Ь - мощность пласта; т - его пористость; - время закачки теплоносителя, г№ -радиус скважины, гг - радиус зоны прогрева, С? - скорость закачки пара.

На этапе паротепловой пропитки конденсация пара приводит к всасыванию нефти из «холодной» части пласта, т.е. радиус парового плато уменьшается. Считая процессы теплопередачи, конденсации и всасывания нефти равновесными и учитывая, что давление и температура в области парового плато не меняется (конденсация пара приводит к мгновенному всасыванию нефти, при котором давление и температура в зоне мгновенно выравнивается и компенсируется притоком нефти) получим дифференциальное уравнение для определения скорости фронта конденсации:

<и, _ а(т,-т0)г

Л 1р.тЬс '

(2)

Решение этого уравнения с начальным условием (=0 : г,~г/ имеет вид

г=ггехр(-а(1-^1). (3)

' Г ^ 1рвшЬс ' К '

Характерное время паротепловой пропитки определяется из следующего выражения:

а(Т8-Т0)

Рекомендуемое время выдержки составляет 4

Конденсация пара в периоде паротепловой пропитки приводит к нагреванию «холодной» нефти, поступающей из зоны, неохваченной тепловым воздействием. В линейном приближении температура пласта при фильтрации через него жидкости распространяется в виде скачков температуры от Т„ доТ0

Замещение пара нагретой нефтью приводит к тому, что ближайшая зона к скважине становится заполненной нефтью при температуре Тх. Радиус зоны, заполненной нагретой нефтью с температурой 1\ , определенная из условий теплового баланса выражаются зависимостью

г _ ¿Кг +гХ

'

где Ло= тр0С0 - коэффициент теплосодержания нефти, КТ~(1-т)ргСг+ тр0С0 — эффективный коэффициент теплосодержания насыщенной пористой породы.

Таким образом, на момент начала активного этапа циклического воздействия призабойная зона скважины имеет две области: зону, заполненную нефтью с температурой Т„ с радиусом г., и зону насыщенную нефтью при начальной пластовой температуре Го-

Расход жидкости в скважину с зональным изменением температуры аналогичен выражению для формулы Дюпюи с зональной неоднородностью, так как температура пласта определяет вязкостью фильтрующейся жидкости

Q = JtkhrwAp

1

цт1п(^) ц1п{г«) гя т.

(5)

где ц - вязкость пластовой нефти; цт - вязкость нефти, нагретой до температуры Т,; к- абсолютная проницаемость пласта; гс - радиус контура питания скважины; др- депрессия на пласт.

Нетривиальность этой задачи заключается в том, что по мере фильтрации происходит охлаждение призабойной зоны. Это охлаждение при условии распространения тепла в пористой среде в виде скачков температуры проявляется в зависимости радиуса высокотемпературной зоны и от времени

<6)

Уравнение для определения падения расхода жидкости со временем за счет охлаждения призабойной зоны имеет вид

______+________(7)

цт1в

TcmhRrr;

ц1п(

К г,

-Z

jcrnhR,r^

г» }

Имеет смысл рассмотреть относительную величину продуктивности скважины без теплового воздействия и в активный период па-рогазоциклического воздействия. Отношение дебитов и продуктмв-ностей скважины выражаются формулой

По характеру падения продуктивности в активной фазе цикла и анализу экономической эффективности процесса делается вывод о времени активной фазы отбора жидкости.

В третьей главе проведен теоретический анализ процесса теплообмена работающей скважины с окружающими породами в стационарном режиме. Проанализировано влияние различных типов теплоизоляции насосно-компрессорных труб при прокачке теплового агента. Сопоставлены результаты исследования с промысловыми данными (Кудинов В. И.).

Применение тепловых методов воздействия на месторождениях высоковязких нефтей сдерживается низкой эффективностью передачи тепла из теплогенераторов в пласт (Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М.) Для минимизации тепловых потерь предлагается несколько типов теплоизоляции. В ОАО «Удмуртнефть» освоено производство насосно-компрессорных труб на основе теплоизоляции базальтовым волокном и экранно-вакуумной изоляции, американские производители предлагают использовать теплоизоляционную краску (Thermo Coat), разработанную NASA для теплоизоляции космических ракет.

Рассматривается процесс теплообмена теплового агента, закачиваемого в пласт через скважину с окружающей породой. Геометрия задачи приведена на рис. 1 Задача рассматривается в стационарном приближении. Теплоноситель, движущийся по скважине, считается несжимаемым; влиянием сезонного изменения температуры поверхности на приповерхностную область грунта пренебре-гается; распределение температуры по глубине разреза аппроксимируется геотермой. Теплофизические свойства грунта и конструкции скважины принимаются одинаковыми во всей области теплового влияния скважины.

В данной постановке рассматриваемая задача распадается на две: внутреннюю и внешнюю.

Во внутренней задаче рассматривается движение теплоносителя по стволу скважины и его тепловое взаимодействие с её стенкой. Система уравнений, описывающих этот процесс, включает в себя уравнение сохранения масс фаз, уравнение движения в гид-

равлическом приближении (Уоллис Г.Б.) и уравнение притока тепла при движении теплоносителя по скважине.

4Р , ФтР д . 2 а

где р, V, г, X - соответственно усредненные по сечению насосно-компрессорной трубы (НКТ) плотность, скорость, удельная энтальпия, коэффициент теплопроводности; р - давление в потоке; g- вектор внешних массовых (гравитационных) сил; (1ртР- вектор потери давления за счет сил трения потока о стенку скважины; Гь -ради>с НКТ, я- тепловой поток через единичную поверхность стенки скважины, определяемый законом Фурье.

Уравнения (9-11) записаны для плоских сечений. В уравнении движения учитываются только члены, отвечающие за гидростатическое давление и трение потока о стенку.

Граничными условиями для данной задачи являются температура Т0, расход теплоносителя 0=р\' и давление на устье скважины.

Во внешней задаче рассматривается распространение в породе тепла, поступающего от скважины. Данный процесс описывается уравнением притока тепла, которое имеет вид

г дг дг ^^

где 0- температура в окружающей породе. Теплопроводность X является кусочно-постоянной функцией определяемой теплофи-зическими свойствами конструкции скважины, теплоизоляционных покрытий и окружающего грунта. Граничными условиями для задачи (12) будут равенства температур теплоносителя Т и температуры окружающей среды 0 на стенке скважины, а на удалении от скважины зависимость температуры пород от глубины геотермы:

г = гь,т = 0

г - геГ, в - Щ-2*)+Т* (13)

где Г- геотермический градиент: Т* ■ характерная температура пла ста на глубине Ъ*, ге( - расстояние от скважины, на котором не ска зывается её тепловое воздействие

Рис Л. Схематическая структура конструкции скважины. 1 - труба НКТ, 2 - затрубное пространство, заполненное водой, 3- обсадная колонна, 4 - цемент, 5 - окружающая порода.

Pmfemtn мщцдм Ржщедкжжж maefxrypn

не ггтжо ху сквгжгаы ко стмжуошааааш

<}-11&тЫ. 9-1 TN.

а) б)

Рис.2. Распределение температуры по стволу скважины. 1 - для нетеплоизо-лировгнных НКТ, 2 - изоляция Therme Coat (h=0,8 мм), 3 - то же (h~ 1,2 мм), 4 - для теплоизолированных НКТ ОАО «Удмуртнефть».

Результаты расчетов приведены на рис.2. Сопоставление распределения температур по глубине скважины показывает, что теплоизоляция труб ОАО «Удмуртнефть» сопоставима с двойным покрытием Thermo Coat.

Из рис.2 следует, что теплоноситель полностью охлаждается на глубине около 800 м, с ростом глубины изменяется направление теплообмена. При этих глубинах охлажденный теплоноситель поступает в более разогретую область (температура окружающих пород растет с глубиной по геотермическому распределению). Это явление обуславливает минимум на распределение температуры по глубине для нетеплоизолированной НКТ.

В четвертой главе выполнено прогнозирование с применением геолого-математического моделирования импульсно-дозированного теплового (ИДТВ) и полимерно-термического воздействия (ПТВ) на Степноозерском нефтяном месторождении.

Главное отличие технологии ИДТВ состоит в особом режиме циклического нагнетания в пласт теплоносителя и холодной воды. Повышение тепловой эффективности процесса связано с нагревом оторочек холодной воды в скважине и пласте за счет высокой температуры окружающих пород, полученной при закачке в первой половине цикла теплоносителя. Таким образом, на первом этапе цикла идет производительный разогрев пласта за счет закачки теплоносителя и непроизводительные потери тепла в окружающие породы. На втором этапе цикла часть непроизводительных потерь тепла сокращается за счет нагрева холодной воды и, тем самым, передачи в пласт части этого тепла. С целью контроля подвижносги потока в пласте была рассмотрена технология полимерно-термического воздействия (ПТВ) с добавлением в теплоноситель полимера. В этих методах за счет различной скорости распространения тепла и полимерной добавки в пласте происходит разделение фронта вытеснения на три составляющие: а) вытеснение нефти холодной водой, б) вытеснение нефти холодным раствором полимера, в) вытеснение нефти горячим раствором полимера. В результате более плавного повышения подвижности потока в направлении от добывающих скважин к нагнетательным удается предотвратить при правильном подборе концентрации полимера и температуры горячей воды проявление процесса языкообразования и неустойчивого вытеснения (Кудинов В.И.).

Рассмотренные методики прогнозирования основаны на использовании функции Баклея-Леверетта или фазовых проницаемо-стей и вязкостен фаз. Фазовые проницаемости пластов моделировались в виде стандартных потенциальных функций:

О Я <Б„ 1 — i$W;

о Я > 1 -

ч 1 - Блг 1

5„,г < 5 < 1 -

(15)

где /и,/0-фазовые проницаемости воды и нефти; 80г>3ц>г' остаточные нефте- и водонасыщенности; п,р- показате- о

ли степени.

В качестве остаточной водонасыщенности выбиралась начальная нефтенасыщенность пласта. Показатели степеней фиксировались для всех пластов: п -3.5 , р =1.5 . Остаточная нефтенасыщенность определялась по коэффициентам вытеснения нефти, полученным в лабораторных условиях для кернов продуктивных отложений. Расчет коэффициентов вытеснения нефти водой проводился с использованием решения уравнений двухфазной фильтрации Баклея-Леверетта. Расчетные и экспериментальные параметры фазовых проницаемостей сведены в табл. 1

Таблица 1

Параметры фазовых проницаемостей рассматриваемых пластов

Продуктивные горизонты, ярусы г Лабораторный коэффициент вытеснения нефти Расчетный коэффициент вытеснения нефти

Каширский 0,28 0,25 0,36 0,4

Верейский 0,25 0,255 0,378 0,38

Башкирский 0,25 0,25 0,381 0,31

Были проведены расчеты циклического теплового воздействия в двух вариантах: с применением обычных НКТ в нагнетательных скважинах и оборудованных теплоизолированными трубами. Следующие два варианта соответствуют циклическому полимерно-тепловому воздействию также для двух типов скважин. Прогнози-

рование проводилось до момента закачки двух поровых объемов жидкости. Динамика вытеснения нефти для перечисленных вариантов представлена на рис.3, 4. Для сравнения, на рисунках 3 и 4 представлены также базовые вариангы заводнения. В качестве конечного коэффициента вытеснения нефти принимается значение при типовой прокачке двух поровых объемов жидкости. Эти величины сведены в табл. 2.

Таблица 2

Значение коэффициента извлечения нефти и его прироста

по сравнению с заводнением.

Горизонты, ■русы Технология Конечный КИН Прирост по сравнению с заводнением.

Каширский Верейский Башкирский Заводнение 0,13 0

Цикл тепл возд., обычные НКТ 0,25 0,12

Цикл тепл водз., теплоизолир.ШСГ 03 0,17

Цикл полим -тепл. возд, обычные НКТ 0,3 0.17

Цикл полим -тепл возд, теплоизолир НКТ 0,32 0,19

Как видно из представленных результатов, прогноз применения тепловых методов воздействия на Степноозерском месторождении весьма оптимистичен, практически по всем вариантам увеличение нефтеотдачи превышает проектное значение по заводнению в два и более раз.

Вытеснение нефти горячей водой

0,35

поровыО объем прокачки » неизолированные НКТ —•— изолированные НКТ —й—базовый вариант заводнения

Рис.З. Динамика вытеснения нефти. Циклическое тепловое воздействие горячей водой

Вытеснение нефти горячей водой и полимером

0,35 л

поровый объем прокачки

-+- изолированные НКТ неизолированные НКТ -о- базовый вариант заводнения

Рис. 4. Динамика вытеснения нефти.

Циклическое полимерно-тепловое воздействие.

При циклическом тепловом воздействии оасход горячей воды, нагретой от пластовой температуры (23-25 С) до температуры 140 С составляет 0,8 порового объема участка, холодной воды -1 поровый объем. При циклическом полимерно-тепловом воздействии расход полимерного раствора составляет 0,2, расход горячей воды 0,8 порового объема.

Для интенсификации добычи нефти и регулирования фронта вытеснения при парогазоциклическом воздействии разработаны (на уровне патентов РФ) и прошли промышленные испытания новые реагенты и технологии (реагент КС-6, мицелляпные растворы на основе неионогенных ПАВ, композиционные составы гидрофоби-заторов, эмульсионные составы, составы для растворения АСПО, технология ограничения водопритоков на основе алюмосиликатов -цеолитов и др.).

Основные результаты и выводы

По результатам проведенных исследований получены следующие результаты и выводы:

1. На основе обзора и анализа отечественных и зарубежных публикаций систематизированы технологии освоения залежей с высоковязкими нефтями. Выделено две группы технологий: закачка теплоносителей в пласт (горячая вода, пар, парогаз, вода с высо-

кими термодинамическими параметрами - терморастворитель), создание тепла в пласте - внутрипластовое горение (сухое, влажное, сверхвлажное). Выполнена систематизация и группирование залежей высоковязких нефтей СНГ, выделено двадцать наиболее представительных и однородных по геолого-промысловым параметрам групп объектов.

2. Разработана методика расчета и оптимизации парогазоцик-лического воздействия, основанная на интегральном подходе -суммарном тепловом балансе потоков теплоносителя через скважину из пласта в окружающие породы, с учетом скрытой теплоты конденсации пара, определении основных технологических параметров и эффективности парогазоциклического воздействия на призабойную зону скважины.

3. Разработана модель расчета тепловых потерь из работающей скважины для различных типов теплозащиты насосно-компрессорных труб при прокачке теплового агента (теплоизоляция вакуумированным прослоем, содержащим базальтовые волокна и защитный слой Thermo Coat). Сопоставление распределения температур по глубине скважины показывает, что теплозащита труб базальтовым волокном сопоставима с двойным покрытием Thermo Coat.

4. Выполнено геолого-математическое моделирование им-пульсно-дозированного (ИДТВ) и полимерно-термического воздействия (ПТВ) на залежах высоковязких нефтей Степноозерского нефтяного месторождения. При циклическом тепловом воздействии расход горячей воды нагретой от пластовой температуры (23-25°С) до температуры 140°С составляет 0,8 порового объема участка, холодной воды - 1 поровой объем. При циклическом полимерно-тепловом воздействии расход полимерного раствора составляет 0,2; расход горячей воды 0,8 порового объема.

5. Прогноз теплового воздействия на Степноозерском месторождении весьма оптимистичен. Увеличение нефтеотдачи превышает проектное значение в два и более раз. Разработаны и внедрены для регулирования процесса заводнения, в том числе и с применением парогазоциклического воздействия, новые реагенты и технологии.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах

1 .Особенности выбора технологии эксплуатации нефтяного месторождения в условиях сложного геологического строения / Ко-тенев Ю.А., Исмагилов О.З., Андреев В.Е. // Сборник трудов 3-й Всероссийской научно-технической конференции «Моделирование и управление процессом нефтяной и газовой добычи».- Тюмень, 2002, с.48-52.

2. Классификация залежей высоковязких нефтей методом главных компонент // Котенев Ю.А., Исмагилов О.З., Мухаметшин В.Ш./ Материалы международной технической конференции «Научные основы и практика переработки руд и техногенного сырья». - Екатеринбург: Изд-во АМБ, 2003, с. 512-514

3. Особенности выработки запасов высоковязких нефтей в условиях сложного геологического строения месторождений / Котенев Ю.А., Шакиров А.Н., Исмагилов 0.3. и др // Тр./ 12-ый Европейский симпозиум «Повышение нефтеотдачи пластов. Освоение трудноизвлекаемых запасов нефти». - Казань.-2003.-С 53.

4. Новые технологии и новые реагенты для повышения нефтеотдачи пластов на различных стадиях разработки /Н.Ю. Башкирце-ва, В.Г. Козин, О.З. Исмагилов// Tp./12-ый Европейский симпозиум «Повышение нефтеотдачи пластов. Освоение трудноизвлекаемых запасов нефти». - Казань.-2003.-С. 175-180.

5. Приближенное моделирование процесса парогазоцикличе-ского воздействия на нефтяные пласты / К.М. Федоров, Ю А Котенев, О.З. Исмагилов и др. // Тр./НИИнефтеотдача «Методы увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов. -2003. -Вып.4-с.93-101.

6. Воздействие на призабойную зону нефтяных скважин с использованием ионно-плазменного забойного генератора /Исмагилов О.З., Андреев В.Е., Кусимов Р.Г. и др. // Тез. докл. 4-ой Международной НТК «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей. - Анапа, 2003, С. 16.

7. В.Г.Козин, Н.Ю.Башкирцева, О.З.Исмагилов и др. Новые технологии и новые реагенты для снижения обводненности продукция добывающих скважин // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений» 2003.-№12.С.32-34.

8. Влияние минерализации воды на нефтевытесняющую эффективность реагента КС-6 /Шакиров, О.З.Исмагилов, В.Г.Козин и др.//Тез. докладов XVII Менделеевского съезда по общей и прикладной химии. - Казань, 2003.-c.498.

9. Разработка мицелярных растворов для повышения нефтеотдачи пластов на основе неионогенных поверхностно-активных веществ /А.Н.Шакиров, О.З.Исмагилов, В.Г.Козин и др.// Тез. докладов XVII Менделеевского съезда по общей и прикладной химии. -Казань, 2003.-c.499.

10. Композиционные составы к добывающим скважинам /А.Н.Шакиров, О.З.Исмагилов, В.Г.Козин и др.// Тез. докладов XVII Менделеевского съезда по общей и прикладной химии. - Казань, 2003.-c.500.

11. А.Н.Шакиров, О.З.Исмагилов. В.Г.Козин и др Исследование коллоидно-химических свойств ПАВ, используемых в эмульсионных методах повышения нефтеотдачи пластов// Научно-технический журнал «Геология. Геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.-2003 .-№ 11.-С.39-42.

12. Андреев В.Е., Котенев Ю.А., О.З.Исмагилов и др. Термические методы увеличения нефтеотдачи: Учеб.пособие/ Уфа: Изд-во УГНТУ, 2004.-c.195.

13. Develop of thermal recovery shemes for Stepnoozerskoe oil field /Ismagilov O.Z., Kotenev Yu.A., Andreev V.E.// Pep./SPE International improved oil recovery conference in Asia in Pacific, Kuala Lumpur, Malaysia,2003,p.91-96.

14. Котенев Ю.А., Федоров K.M., Исмагилов О.З. и др. Теоретический анализ тепловых потерь из скважин и влияние различных типов их теплоизоляции // Вестник Тюменского госуниверситета»,-2004.-№5.-с.235-239.

15. Моделирование парогазоциклического воздействия нефтей на примере Степноозерского месторождения /Федоров K.M., Котенев Ю.А., Исмагилов О.З.// Тр./Международный семинар «Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии эксплуатации»,-Русско-Европейский нефтегазовый центр. - Тюмень. - 2004, с.21-29.

16. Математическое моделирование парогазоциклического воздействия на залежи высоковязких нефтей / Федоров K.M., Котенев Ю.А., Исмагилов О.З. и др, // Материалы международной конференции «Системные проблемы надежности, качества, информа-

ционных и электронных технологий». - Москва-Радио и связь. -

2004. -С.З.

17. Котенев Ю.А., Андреев В.Е., Исмагилов 0.3. и др. Технология ограничения водопритоков на основе алюмосиликата и математическое моделирование ее применения в условиях продуктивных пластов // Нефтяное хозяйство. -2004. -№4.-с.60-63.

18. Котенев Ю.А., Федоров K.M., Исмагилов О.З. и др. Перспективы освоения трудноизвлекаемых запасов высоковязких неф-тей в карбонатных коллекторах // НТЖ «Нефтепромысловое дело. -

2005. №1. -с.15-20.

19. Пат. РФ 2236574. Состав для повышения нефтеотдачи пластов /Козин В.Г., Муслимов Р.Х., Исмагапов О.З. и др.// БИ. -2004, №26 .с. 193

20. Пат. РФ 2224089 Способ обработки призабойной зоны скважин /Козин В.Г., Назипов А.К., Исмагилов О.З. и др. // БИ. -2004,№5. с.211.

Подписано к печати 17.10.2005 г. Бумага офсетная, формат 60x84/16. Отпечатано методом ризографии.

Тираж 100 экз. Уч.-изд. л. 3,64; усл.-печ. л. 2,79 Республика Башкортостан, 450075, г. Уфа, пр. Октября, 129/3. Тел. (3472)35-77-19.

!

1

РНБ Русский фонд

2006-4 21291

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Исмагилов, Олфат Зявдатович

Введение.

1. Технологии освоения залежей высоковязких нефтей. Классификация залежей высоковязких нефтей.

1.1. Тепловые хметоды.

1.2. Комбинированные методы.

1.3. Классификация залежей высоковязких нефтей месторождений СНГ.

2. Методика расчета и оптимизации парогазоциклическо-го воздействия на залежах высоковязких нефтей.

2.1. Расчет максимальной зоны теплового воздействия на призабойную зону скважин.

2.2. Расчет периода паротепловой пропитки и времени остановки скважины при циклическом воздействии.

2.3 Определение времени отбора нефти при циклическом парогазотепловом воздействии на скважину.

3. Теоретический анализ тепловых потерь из скважин и влияние различных типов их теплоизоляции.

3.1. Постановка и решение поставленной задачи.

3.2. Анализ тепловых потерь из скважин при различных типах теплоизоляции.

4. Моделирование парогазоциклического воздействия на Степноозерском нефтяном месторождении.

4.1. Перспективные технологии теплового воздействия.

4.1.1. Импульсно-дозированное тепловое воздействие.

4.1.2. Циклическое внутрипластовое полимерно-термическое воздействие.

4.1.3. Парогазоциклическое воздействие.

4.2 Методика прогнозирования результатов импульснодозированного теплового и циклического полимерно-теплового воздействий. Анализ тепловых потерь из скважин и расчет забойной температуры.

4.3. Анализ и оптимизация параметров парогазоцикличе-ского воздействия применительно к объектам Степноозерского месторождия.

4.4. Новые реагенты и технологии для интенсификации добычи нефти и регулирования парогазоциклического воздействия на залежах высоковязких нефтей.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Обоснование технологий комплексного теплового и физико-химического воздействия на залежах высоковязких нефтей"

Актуальность темы. Значительная часть месторождений большинства нефтяных компаний России характеризуются высокой выработкой запасов нефти и, следовательно, отборы углеводородного сырья по ним снижаются. Для поддержания высоких уровней добычи на современном этапе рациональным является ввод в эксплуатацию месторождений нефти с трудноиз-влекаемыми запасами. Ранее разработка залежей со сложным геологическим строением и высоковязкими нефтями была малоэффективна по причине отсутствия технологий, обеспечивающих максимально возможное и экономически целесообразное извлечение углеводородов из недр. Из всех современных технологий, направленных на повышение нефтеотдачи, а в частности X добычу высоковязких нефтей, наиболее подготовленными являются термические методы. Их применение может быть направлено на извлечение углеводородов в сложных геолого-физических условиях с вязкостью нефти до 10000 мПа-с. При этом конечная нефтеотдача увеличивается с 6-20 до 3050%, что недоступно сегодня никаким другим методам. Возможность комбинирования термических методов с гидродинамическими, физико-химическими, физическими методами позволяет значительно увеличить степень положительного влияния на пласт, насыщенный твердыми, жидкими, газообразными компонентами.

Термические методы повышения нефтеотдачи пластов не имеют в настоящее время альтернативы при разработке нефтяных месторождений, содержащих высоковязкие нефти, и являются приоритетными среди других методов. Тепловое воздействие является комплексным: уменьшается вязкость нефти, увеличивается ее подвижность, ослабевают структурно-механические свойства, улучшаются условия для капиллярной пропитки и смачиваемости вытесняющего агента, что приводит к увеличению коэффициента вытеснения и конечной нефтеотдачи.

Нефти месторождений Поволжья по своим свойствам неодинаковы, не малую их долю можно охарактеризовать как высоковязкие, тяжелые, высокосернистые. Среди административных районов представляющих данный регион, наибольший процент трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ) приходится на республику Татарстан, в т.ч. 29% запасов высоковязких нефтей.

В Татарстане структура остаточных извлекаемых запасов представлена следующим образом: доля активных -20,4%; ТрИЗ -79,6%, в том числе на высоковязкие приходится 39,5%. Отдельные месторождения Татарстана можно полностью отнести к залежам нефти с трудноизвлекаемыми запасами. Среди таких выделяется Степноозерское месторождение, которое является пятым в Татарстане по величине извлекаемых запасов.

Цель работы. Обоснование технологий комплексного теплового и физико-химического воздействия на залежах высоковязких нефтей, разработка методики расчета и оптимизации парогазоциклического воздействия, теоретический анализ тепловых потерь из скважин при различных типах их теплоизоляции.

Основные задачи исследований:

1. Систематизация технологий освоения трудноизвлекаемых запасов, приуроченных к залежам высоковязких нефтей. Классификация залежей высоковязких нефтей.

2. Исследование процессов теплового воздействия на пласт при циклической закачке парогаза. Разработка методики расчета и оптимизации парогазоциклического воздействия: периода закачки теплоносителя в пласт, распределение температуры, прогноз скорости конденсации пара, расчет степени повышения продуктивности скважины и закономерностей падения дебита.

3. Теоретический анализ тепловых потерь из скважины и влияние различных типов их теплоизоляции.

4. Прогнозирование с применением геолого-математического моделирования импульсно-дозированного теплового и полимерно-термического воздействия.

5. Оценка эффективности применения парогазоциклического воздействия на продуктивных объектах Степноозерского месторождения.

Методы исследования:

Анализ отечественных и зарубежных публикаций, теоретические, лабораторные и промысловые исследования, численное моделирование и расчеты на ЭВМ, математическое моделирование сложных геологических объектов с привлечением аппарата геолого-статистического анализа.

Научная новизна:

1. Разработана методика расчета и оптимизации парогазоциклического воздействия на залежах высоковязких нефтей, основанная на интегральном подходе к анализу суммарного теплового баланса потоков теплоносителя через скважину и пласт в окружающие породы с учетом скрытой теплоты конденсации пара.

2. Предложена математическая модель тепловых потерь из работающей скважины в окружающие породы и установлено влияние различных типов теплоизоляции насосно-компрессорных труб при прокачке теплового агента. Установлено, что теплозащита труб базальтовым волокном сопоставима с двойным покрытием Thermo Coat.

3. Теоретически с привлечением аппарата геолого-математического моделирования обоснованы и оптимизированы технологии импульсно-дозированного теплового (ИДТВ) и полимерно-термического (ПТВ) воздействия для условий залегания продуктивных отложений Степноозерского месторождения. Установлено, что применение парогазоциклического воздействия приводит к увеличению нефтеотдачи по сравнению с проектным значением в два и более раз.

Основные защищаемые положения:

1. Методика расчета и оптимизации парогазоциклического воздействия на залежах высоковязких нефтей.

2. Математическая модель тепловых потерь из работающей скважины при прокачке теплового агента.

3. Геолого-математическая: модель импульсно-дозированного теплового и полимерно-термического воздействия на залежах высоковязких нефтей Степноозерского нефтяного месторождения.

Практическая ценность и внедрение результатов работы:

Полученные результаты могут быть использованы при обосновании освоения трудноизвлекаемых запасов залежей высоковязких нефтей с применением циклического теплового воздействия. В том числе и в комбинации с гидродинамическими, физико-химическими и физическими методами увеличения нефтеотдачи пластов. Разработанная; методика расчета и математическая модель могут быть использованы при составлении проектов разработки, технологических схем, проектов пробной эксплуатации и опытно-промышленных работ месторождений с высоковязкими нефтями.

На основе проведенных исследований подготовлена и утверждена на Территориальной комиссии по разработке нефтяных месторождений Республики Татарстан «Технологическая схема разработки Степноозерского месторождения», утвержденная Протоколом РКР №199 от 26 декабря 2001 г.

В соответствии с этим документом рекомендовано проведение опытно-промышленных работ на экспериментальном участке данного месторождения.

Апробация работы

Основные научно-методические положения диссертационной работы и результаты проведенных исследований доложены и апробированы на научно-технических совещаниях ЗАО «Татнефтеотдача» (2001-2005 г.г.), Территориальной Комиссии по разработке нефтяных месторождений республики Татарстан(г. Казань, 2002-2005 г.г.), 3-й Всероссийской НТК «Моделирование и управление процессом нефтяной и газовой добычи» (г.Тюмень, 2002 г.), международной технической конференции. «Научные основы и практика переработки руд и техногенного сырья (г.Екатеринбург, 2003 г.), 12-ом Европейском симпозиуме «Повышение нефтеотдачи пластов. Освоение трудноиз-влекаемых запасов нефти» (г.Казань, 2003 г.), 4-ой Международной НТК «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и вязких нефтей» (г.Анапа, 2003 г.), XVII-ом Менделеевском съезде по общей и прикладной химии (г.Казань, 2003 г., Международном семинаре «Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии эксплуатации (г. Тюмень, 2004 г.), Международной конференции «Системные проблемы надежности, качества, информационных и электронных технологий (г.Москва, 2004 г.).

Публикации. По результатам научных исследований опубликовано 18 печатных работ, в числе которых 1 монография, 13 статей, 4 тезиса докладов. Кроме того получено 2 патента РФ.

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы. Объем диссертационной работы содержит 124 страниц, в том числе 28 рисунков, 11 таблиц, список использованных источников насчитывает 78 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Исмагилов, Олфат Зявдатович

Заключение

По результатам проведенных исследований получены следующие результаты и выводы:

1. На основе обзора и анализа отечественных и зарубежных публикаций систематизированы технологии освоения залежей с высоковязкими неф-тями. Выделено две группы технологий: закачка теплоносителей в пласт (горячая вода, пар, парогаз, вода с высокими термодинамическими параметрами - терморастворитель), создание тепла в пласте - внутрипластовое горение (сухое, влажное, сверхвлажное). Выполнена систематизация и группирование залежей высоковязких нефтей СНГ, выделено двадцать наиболее представительных и однородных по геолого-промысловым параметрам групп объектов.

2. Разработана методика расчета и оптимизации парогазоциклического воздействия, основанная на интегральном подходе - суммарном тепловом балансе потоков теплоносителя через скважину из пласта в окружающие породы, с учетом скрытой теплоты конденсации пара, определении основных технологических параметров и эффективности парогазоциклического воздействия на призабойную зону скважины.

3. Разработана модель расчета тепловых потерь из работающей скважины для различных типов теплозащиты насосно-компрессорных труб при прокачке теплового агента (теплоизоляция вакуумированным прослоем, содержащим базальтовые волокна и защитный слой Thermo Goat). Сопоставление распределения температур по глубине скважины показывает, что теплозащита труб базальтовым волокном сопоставима с двойным покрытием Thermo Coat.

4. Выполнено геолого-математическое моделирование импульсно-дозированного (ИДТВ) и полимерно-термического воздействия (ПТВ) на залежах высоковязких нефтей Степноозерского нефтяного месторождения. При циклическом тепловом воздействии расход горячей воды нагретой от пластовой температуры (23-25°С) до температуры 140°С составляет 0,8 порового объема участка, холодной воды - 1 поровой объем. При циклическом полимерно-тепловом воздействии расход полимерного раствора составляет 0,2; расход горячей воды 0,8 порового объема.

5. Прогноз теплового воздействия на Степноозерском месторождении весьма оптимистичен. Увеличение нефтеотдачи превышает проектное значение в два и более раз. Разработаны и внедрены для регулирования процесса заводнения, в том числе и с применением парогазоциклического воздействия, новые реагенты и технологии.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Исмагилов, Олфат Зявдатович, Уфа

1. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов.- Самара: Кн. изд-во,1996,- 440с.

2. Шейнман А.Б., Малофеев Г.Е., Сергеева А.И. Воздействие на пласт теплом при добычи нефти.-М.: Недра, 1969.

3. Малофеев Г.Е. К расчету распределения температуры в пласте при закачке горячей воды в скважину// Нефть и газ.-1960.-№7.-С.5.

4. Желтов Ю.П. О вытеснении нефти из пластов движущимся фронтом горения,- М.: Недра, 1968.

5. Чарый И.А. Нагревание призабойной зоны при закачке горячей жидкости в скважину// Нефтяное хозяйство.-1953.-№2.-С.З.

6. Боксерман А.А., Раковский H.JI., Глаз И.А. и др. Разработка нефтяных и газовых месторождений. -М.: ВИНИТИ, 1975.-Т.7.

7. Раковский H.JI. Тепловая эффективность нагнетания теплоносителей в слоисто-неоднородные пласты // Нефтяное хозяйство.-1982.-№11.-С.З.8.0ганов К.А. Основы теплового воздействия на нефтяной пласт. М.: Недра, 1988.

8. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1988.

9. Ю.Мустаев Я.А., Мавлютова И.И., Чеботарев В.В., Влияние температуры на коэффициент вытеснения нефти водой //Нефть и газ. -1970.- №11.-С.65-68.

10. Ахметов И.М., Байдиков Ю.Н., Рузин JI.M., Спиридонов Ю.А. Добыча тяжелых и высоко вязких нефтей. М.: Недра, 1985.

11. Гусейнова И.Ф., Касумов A.M. Экспериментальное исследование нефтеотдачи от проницаемости среды при заводнении пластов горячей водой // Нефть.-1984.-№4.-С.5.

12. Желтов Ю.В., Кудинов В.И! Термополимерное воздействие -технология для рациональной разработки месторождений вязкой нефти в трещино-поровых коллекторах//Нефтяное хозяйство. -1993. №10.

13. М: Prats. The Heat Efficiency of Thermal Recovery Processes IPT.-March, 1969, P. 10.

14. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М:- Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1988; -G.422

15. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов / Пер.с фр. -М.: Недра, 1989.-422с.

16. Пат. 2223397. Способ разработки нефтяного месторождения / Н.ШХайрединов, Р.Г.Вагапов

17. Антониади Д.Г., Гарушев А.Р., Ишханов В.Г. Настольная книга по термическим методам добычи нефти.- Краснодар: Советская Кубань, 2000 -464с.

18. Амелин И.Д.-Внутрипластовое горение.- М.: Недра, 1980.-С.230.

19. Боксерман А.А., Либрович В.Б. -Основные направления в теории и практике внутрипластового горения при разработке нефтяных месторождений // Проблемы теории фильтрации и механики процессов повышения нефтеотдачи пластов.-М.: Наука, 1987.-С. 27-36.

20. Аббасов М.Г., Везмров Д.Ш., Хисметов Т.В.- Экспериментальное исследование термохимического процесса воздействия на пласт в сочетании с заводнением// Термические методы повышения нефтеотдачи пластов.- М.: Недра, 1999.-С.40-46.

21. Алемасов В.Е., Буторин Э.А., Кравцов Я.И. и др. Экспериментальные исследования нового типа устройства термоволнового воздействия на продуктивные пласты // Известия академии наук. Энергетика. -М, 1998 -№4. С.78-83.

22. Ziritt J.L., Rivas О., Bresolin G. Designe and evaluation of pilot test of steam soak with additives in Venezuelan heavy oil reservoirs // IV Мировой конгресс добычи тяжелых нефтей и битумов.- 1988.- Т. 4.- С. 95-104.

23. Бадретдинов С.С. Результаты промысловых испытаний скважинно-го парогазогенератора. // Методы увеличения нефтеотдачи трудноизвлекае-мых запасов. Проблемы и решения: Сб. тр. НИИнефтеотдача АН РБ,- Уфа: Монография , 2004.- Вып.4.- С.215-221.

24. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Новые технологии повышения добычи нефти.- Самара: Кн; изд-во,1998 368с.

25. Боксерман А.А., Раковский H.JI., Глаз И.А., Кочетков А.А. Разработка нефтяных месторождений путем сочетания заводнения с нагнетанием пара. // Итоги науки и техники. Сер. Разработка нефтяных и газовых месторождений, т.7, М- ВИНИТИ, 1975, 95с.

26. Yortsos Y.C., Galavas G.R. Analytical modeling of oil recovery by steam injection: Part II -Asymptotic and approximate solutions. // SPEJ, 1981, v.21, N 2, p. 179-189.

27. Федоров K.M., Шарафутдинов Р.Ф. К теории неизотермической фильтрации с фазовыми переходами. // Изв.АН СССР сер.МЖГ № 5, 1989, с.78-85.33; Зазовский А.Ф., Федоров К.М; О вытеснении нефти паром. Препринт №-267, М:: ИПМ АН СССР, 1986, 63с.

28. Баширов В.В:, Карпов В.П., Федоров К.М. Парогазотермическая обработка призабойной зоны и пласта в целом. // Итоги науки и техники; Сер. Разработка нефтяных и газовых месторождений. Т. 19, М.: ВИНИТИ, 1987, с.3-86.

29. Карслоу Г., Егер Э. Теплопроводность твердых тел. М.: Наука,1964.

30. Баширов В.В., Шайхутдинов З.Г., Петров Э.С. Скважинные парога-зогенераторы для интенсификации процесса извлечения нефти. / Итоги науки и техники.

31. Wright T.R. Initial down hole steam generator tests completed. // World Oil, 1980, v.X, N5, p.15.

32. Кудинов В. И: Совершенствование тепловых методов разработки-месторождений высоковязких нефтей. М.: Нефть и газ. 1996;

33. Уоллис Г.Б. Одномерные двухфазные течения. М.: 'Мир', 1972

34. Лыков А. В. Теория теплопроводности. М.: Высшая школа, 1967.

35. Meldau R.F., Shipley R:G., Coats K.H. Cyclic Gas/Steam stimulation of heavy-oil wells //JPT. 1981.- V.33. - N10, P. 1990-1998.

36. Wright T.R. Initialdown hole steam generator tests completed // World Oil, 1980; V.X.- N5. -P. 15.

37. Young F.S., Krajicek R.W. The vapor thermal process for recovery of viscous crude oil / Proceedings of the 1st Tnt. conf. on the future of heavy crude and tar sands. Edmonton, 1979.-P.821-827.

38. Муслимов P.X., Хавкин А.Я:, Алемасов B.E., и др. Анализ эффективности термоволнового воздействия на Мордово-Кармальском месторождении // Бурение и нефть.- М, 2003.-№Г. -С. 18-22.

39. Даутов Г.Ю., Дудников Ю.С., Жуков М.И. РТсследование плазмотрона с межэлектродной вставкой М;: ПМТФ, 1967 - №1- С. 172-176.

40. Разработка нефтяных и газовых месторождений. //Сер. Итоги науки и техники. М.: ВНИТИ, 1993.- Т. 24,- 184с.

41. Хайрединов Н.Ш., Баширов В.В., Андреев В.Е., Петров Э.С. Геотехнологические методы в процессах добычи нефти // Нефтяное хозяйство. -1982,-№9.-С. 28-32.

42. Бакиров Ф.Г., Баширов В В., Кашапов Р.С. и др. Анализ эксплуатационных показателей теплогазогенераторов для интенсификации нефтеизв-лечения. М.:ВНИИОЭНГ, 1987. - (Сер. Машины и нефтяное оборудование: Обзорн. информ.).

43. Баширов В:В., Булгаков Г.Т., Шарафутдинов Р.Ф. Неизотермическая фильтрация жидкости и газа в пористой среде и задачи увеличения нефтеотдачи пластов тепловыми методами. Уфа: БГУ, 1985.-96с.

44. Баширов В.В., Хайрединов Н.Ш., Шайхутдинов 3.Г., Бадретдинов С.С., Петров Э.С. Технологические газогенераторы для интенсификации нефтеизвлечения. M.:BHHH03HF, 1984. - (Сер.Машины и нефтяное оборудование: Обзорн. информ.).

45. Баширов В.В., Хайрединов Н.Ш., Шайхутдинов З.Г., Шнапир Я.И., Бадретдинов С.С., Петров Э.С. Технологические газогенераторы для интенсификации нефтеизвлечения. М.:ВНИИОЭНГ, 1985. - (Сер. Машины и нефтяное оборудование: Обзорн. информ.).

46. Составление технологических схем повышения эффективности разработки месторождений асфальтеносодержащих нефтей: Отчет о НИР; Руководитель Н.Ш. Хайрединов.-Уфа: УНИ,1980.

47. Л.С. 775516. Форсунка для распыливания тяжелых жидких топлив / Н.Ш.Хайрединов, М.С. Гизетдинов, В.В. Баширов.

48. А.с. 951918. Форсунка для распыливания тяжелых жидких топлив / Н.Ш.айрединов, 3 .Г.Шайхутдинов, В.В.Баширов и др.

49. А.с. №966409. Форсунка для распыливания тяжелых жидких топлив / Н.Ш.Хайрединов, В.В. Баширов, З.Г. Шайхутдинов, P.M. Андреев и др.

50. Техника и технология парогазотермического воздействия на приза-бойную зону пласта / Н.Ш.Хайрединов, З.Г. Шайхутдинов //Проспект ВДНХ,- Уфа: УАИ,1987.- 634 с.

51. Жуков М.Ф., Смоляков В.Я., Урюков В.А. Электродуговые нагреватели газа. М.: Наука, 1973. -232 с.

52. Даутов Г.Ю., Дзюба В.А., Карп И.Н. Плазмотроны со стабилизированными электрическими дугами. Киев: Наукова думка, 1984.

53. Асиновский Э.И., Василяк Л.М., Марковец В.В. Напосекундные генераторы и пробой в распространенных системах // Проблемы физики и техники напосекундных разрядов.-М.: ИВГАН, 1982.

54. Донской А.В., Дресвин С.В., Ратников Д.Г. Высокочастотный индукционный разряд в камере с металлическими водоохлажденными стенками. Теплофизика высоких температур. -М. -1965.

55. Ахмедьянов М.А., Бобров А.А., Дронов В.Г. и др. Характеристика СВ4 плазмотрона на основе радиальной линии и перспективы применения его в спектральном анализе // Тез.докл. II Всесоюз. конф. по новым методам спектрального анализа. Иркутск, 1981. - С. 10.

56. Sch6uherr. Uber die Fabrication des luft salpers nach dem verfahren der Badishen Anilin und Soda fabric //Electrochnishe zeit.- 1969,- № 30.

57. Smith R.T., Folck J.L. Operation characteristics of a multimegawatt are heater, used with the air flight dynamics laboratory 50-megawatt facility -AFFDL-TR-69-6, 1969.

58. Андреев Д.Н. Органический синтез в электрических разрядах.- М.: АНСССР, 1953.-335 с.7ТДаутов Г.Ю., Дудников Ю.С., Сазонов М;И. Исследование плазмотрона с межэлектродной вставкой// Изв. СО АН СССР. Сер. техн. наук.-1965.- №10.-Вып.З.- С.56-62.

59. Аныпаков А.С., Жуков М.Ф., Сазонов М.И;, Тимошевский С.А. Исследование плазмотрона с восходящими вольт-амперными характеристиками дуги// Изв. СО АН СССР. Сер.техн. наук. -1970 №3.- Вып.2. -С. 3-11.

60. Коротеев А.С. Генераторы низкотемпературной плазмы.- М.: Наука.-1968. 128с.

61. Powling H:S. Electrische Luft verbrennung . Halle Verl. "W.Knapp",1929.

62. Боксерман А.А., Сафиуллин Г.Х., Кузьмина М.В. Разработка нефтяных месторождений с помощью внутрипластового горения // Разработка нефтяных и газовых месторождений. -М.: ВИНИТИ, 1969.-С.106-161.

63. Beckers H.,Hargen G/- The effect of Warte Jnjection on sustained Combustion in a Porous Medium SPE, June, 1970, P. 605-617.