Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка и исследование термоволновых методов воздействия на продуктивные пласты с высоковязкими нефтями

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка и исследование термоволновых методов воздействия на продуктивные пласты с высоковязкими нефтями"

На пржах рукописи

ФОКУ ЖЕРАР

РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕРМОВОЛНОВЫХ МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРОДУКТИВНЫЕ ПЛАСТЫ С ВЫСОКОВЯЗКИМИ

НЕФТЯМИ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Краснодар - 2005

Диссертационная работа выполнена в Кубанском государственном технологическом университете (КубГТУ).

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Вартумян Георгий Тигранович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Запорожец Евгений Петрович

кандидат технических наук, СНС Колбиков Валентин Сергеевич

Ведущее предприятие: ООО «НК «Роснефть» - НТЦ».

Защита состоится « 23 » декабря_ 2005 г. в 16°°

часов на заседании диссертационного Совета КМ.222.015.01 при Российском научно-исследовательском и проектном институте по термическим методам добычи нефти (ОАО «РосНИПИтермнефть») по адресу: 350063, Краснодар, ул.Мира, 36.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ООО «НК «Роснефть» -НТЦ».

Автореферат разослан « Л-^-у,

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук,

доцент /¿У / Ю.И. Сташок

-ч

г <¿1

41 76 72

з

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

В последнее время в нефтегазодобывающей промышленности мира наблюдается опережающий рост годовых объёмов добычи нефти над ежегодным приростом разведанных запасов. При этом доля высоковязких нефтей составляет уже более половины разведанных мировых запасов и по мнению экспертов рассматривается в качестве основной ресурсной базы развития нефтедобычи в

Крупные месторождения высоковязких нефтей находятся в Канаде, США, Венесуэле, а на Евразийский и Сахаро-Ливийский нефтегазоносный бассейны высоковязких нефтей приходится 1/6 часть от общего числа бассейнов мира. Наиболее вязкими являются нефти Сахаро-Ливийского бассейна. Более 72% этих нефтей имеют вязкость 240 - 250 мПах и выше. В основном они приурочены к палеозойским отложениям и залегают на глубинах до 2000 метров.

Другим немаловажным резервом стабилизации и роста объёмов добычи нефти являются разрабатываемые месторождения легкой (с плотностью ниже 870 кг/м>) и средней (870 - 970 кг/м>) нефти, коэффициент нефтеизвлечения которых в среднем по миру составляет 0,35 - 0,45 от запасов.

Таким образом, проблема повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации разработки месторождений, в основном содержащих трудноизвлекаемые и высоковязкие нефти, весьма актуальна для нефтедобывающих стран мира (в частности для Средней и Южной части Африки).

Одним из методов, обеспечивающим повышение нефтеизвлечения из продуктивных пластов, является термический метод, представленный многочисленной разновидностью способов.

В связи с этим исследования, направленные на совершенствование и расширение видов термических технологий, обеспечивающих одновременную эксплуатацию скважин, находящихся под термоволнбвым воздействШМВйяются

I '•*" -л ''

актуальными и перспективными. 1

XXI веке.

Цель работы

Интенсификация добычи трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей путем термоволновых воздействий на забое скважины с одновременной её эксплуатацией.

Основные задачи исследований

1. Разработать математическую модель термобародинамических процессов взаимодействия нефти с окружающей пористой средой при термоволновых и вибрационных воздействиях на продуктивный пласт.

2. Выявить механизм массопереноса при температурных колебаниях призабойной зоны добывающих скважин.

3. Предложить технологический способ термоволнового воздействия на забое скважины, обеспечивающий интенсификацию притока нефти и одновременную её эксплуатацию.

Научная новизна

Расширены представления о периодическом изменении напряженного состояния вокруг скважины при термоволновых воздействиях на забое, обоснован механизм, обеспечивающий увеличение притока нефти к инициирующей температурные волны скважине.

Практическая ценность

4. Установлено, что термические колебания на забое скважины приводят к радиальным, угловым и аксиальным напряжениям, инициирующим в порах пласта процессы «всасывания и нагнетания» нефти. Представлен механизм влияния вибровоздействий на изменение вязкопластических свойств нефти.

5. Показано, что при использовании горизонтальных скважин (ГС) для нагнетания теплоносителей существует рациональная длина горизонтального участка, обеспечивающая эффективное использование тепла при эксплуатации месторождений нагнетательными (ГС).

6. Создана экспериментальная установка, позволяющая, инициировать термоволновые воздействия для повышения фильтрационные-: свойств нефтенасыщенных пород, подготовлено методическое пособие для проведения лабораторных работ для студентов нефтегазовых специальностей.

7. Предложен способ воздействия периодическими температурными импульсами на призабойную зону скважины и вариант его технической реализации, обеспечивающий одновременную её эксплуатацию.

Апробация работы

Основные положения и результаты исследований докладывались на научно-технических советах ОАО «РосНИПИтермнефть» (Краснодар - 2003г.), на 4-ой Международной конференции «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (г. Анапа - 2003г.), на 2-ой и 3-ей всесоюзных научно-практических конференциях «Нефтегазовые и химические технологии» (г.Самара - 2004г, 2005г) на совместном заседании кафедр «Гидравлики», «Нефтегазового промысла» и «Оборудования нефтегазового промысла КубГТУ (Краснодар -2004г.), на научно-техническом совете научно-исследовательского и проектно-изыскательского института «ИнжГео» (г.Краснодар - 2005г.).

Публикации

Основное содержание диссертационной работы отражено в 9 печатных работах и одном методическом указании для студентов нефтегазовой специальности 130501(090600).

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, четырёх глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 89 наименований. Работа содержит 110 страниц машинописного текста, 8 таблиц и 14 рисунков.

Автор выражает благодарность ректору КубГТУ д.т.н Петрику A.A., проректору КубГТУ д.т.н Симанкову B.C., доц. КубГТУ к.т.н Мелникову К.Н., генеральному директору ЗАО «НИПИ «ИнжГео» Кашарабе О.В. за постоянную

заботу при обучении в аспирантуре университета и содействие в плодотворной работе над диссертацией.

Автор считает своим долгом выразить благодарность научному руководителю д.т.н., проф. Вартумян Г.Т., а также д.т.н Гарушеву А.Р., д.т.н Гилаеву Г.Г., д.т.н Кошелеву А.Т., к.т.н Джалалову К.Э., к.т.н Соловьёвой В.Н., к.т.н. Колбикову B.C., к.т.н. Колбиковой В.В. и др. за полезные советы и обсуждение результатов работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель и задачи исследований, научная новизна и практическая полезность работы.

В первой главе проведен анализ исследований по термическим способам воздействия с целью интенсификации добычи нефти.

Сравнительный анализ данных по применению термических, газовых и химических методов показал, что в США и в России за последние 30 лет наметилась устойчивая тенденция к значительному снижению тепловых методов увеличения добычи нефти.

Если в США в период с 1975 года по 2000 год добыча нефти за счет тепловых методов снизилась с 70 - 80 % до 56%, то в России за этот же период снижение составило от 54% до 20%. В то же время отмечается рост газовых в США и химических методов в России. Доля добычи нефти по ним составила 44% и 81% соответственно. Традиционно в России, обладающей развитой системой наземных и подземных вод в основных районах добычи нефти, используют закачку в пласт полимеров, ПАВ, различных гелей, кислот и др. Газовые методы, включающие закачку углекислого газа, азота, водогазовых смесей и др. в 2000 году практически не применялись из-за отсутствия мощных и высокопроизводительных компрессов и другого оборудования. В США практически не применяются химические методы, а доля добычи газовыми методами выровнялась с тепловыми. Однако перспективы перехода к разработке

месторо;кдений высоковязких нефтей в ближайшее время внесут свои коррективы в пользу термических методов.

Основными достоинством термических методов является сочетание термодинамического и гидродинамического воздействия, выражающегося в снижении вязкости нефти и толщины граничных слоев, увеличении подвижности и глубины капиллярной пропитки, увеличении коэффициентов вытеснения и конечной нефтеотдачи.

Главное требование к термическому методу - экономичность выработки теплоносителя и его эффективное использование, давно привлекло внимание исследователей к переходу от систематического нагнетания теплоносителя в пласт к созданию тепловой оторочки с последующим её проталкиванием холодной водой и далее к импульсно-дозированной закачке теплоносителей и холодной воды, а также к созданию технологий влажного и сверхвлажного внутрипластового горения, разработке скважинных глубинных теплогенераторов и других технических средств, резко снижающих тепловые потери.

Большой вклад в развитии теории, научном обосновании и промышленном внедрении термических способов добычи нефти внесли видные ученые и практики: Амелин И.Д., Антониади Д.Г., Байбаков Н.К., Боксерман A.A., Бурже Ж., Гарушев А.Р., Гринслед Р., Гросс А., Дайван У., Дияшев Р.Н., Ковцек А., Колбиков B.C., Кудинов В.И., Малофеев Г.Е., Мухаметшин Р.З., Оганов К.А., Рубинштейн JIM., Чекалюк Э.Б. и др.

Теоретические, промысловые исследования и промышленный опыт внедрения термических способов, их преимущества и недостатки достаточно хорошо освещены в последних монографиях и журнальных статьях Антониади Д.Г., Бурже Ж., Гарушева А.Р., Оганова К.Н., Кудинова В.И., Сучкова Б.М. и др. Наше внимание в основном было сосредоточено на импульсном - дозированных и термоциклических воздействиях (ИДТВ, ИДТВ(П), ТЦВП) и исследованиях поведения элементов пластовой системы под воздействием температурных и вибрационных колебаний, в частности, на изменении объемов скелета пласта и

жидкости, насыщающей поровое пространство при изменении температуры и давления.

В работе, Мищенко И.Т. «Некоторые особенности разработки месторождений нефти с трудноизвлекаемыми запасами» (НХ №3, 2000г) рассмотрено влияние депрессии на поведение элементов пластовой системы. Показано, что в условиях справедливости закона Гука скелет породы и жидкость, находящаяся в поровом пространстве, увеличивают свой объём следующим образом:

ДК„=КЯ./?л. ДР,

(1)

ДКж=КжУж. рж. ДР, где АУп и АУЖ - соответственно прирост объёма скелета породы и жидкости; ДР - реализованная депрессия ; рп и рж- коэффициенты сжимаемости породы и жидкости.

В работе Кудинова В.И. и др. «Применение новых технологий разработки залежей высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах» (НХ №3-1998) дана оценка эффективности технологий ИДТВ, ИДТВ(П), ТЦВП по сравнению с воздействием горячей воды (ВГВ). В таблице 1 приведены показатели упомянутых технологий по отношению к ВГВ.

Таблица 1. Показатели эффективности циклических температурных воздействий.

Наименование показателей ВГВ ИДТВ ИДТВ(П) ТЦВП

Расход теплоносителя на 1 т дополнительно добытой нефти, % 100 55 52 45

Коэффициент нефтеизвлечения, доля ед. 0,25 0,37 0,40 0,45

Видно, что помимо вытеснения нефти горячей водой задействован механизм влияния периодических циклов температурных колебаний закачиваемой воды.

В работах Колбикова B.C., Колбиковой В.В., Кудинова В.Н. и др дано объяснение механизма влияния периодических циклов «нагревание-остывание» на увеличение нефтеотдачи пластов в зависимости от амплитуды колебаний температуры и числа циклов для блока матрицы порово-трещиноватого коллектора. В расчетах учитывались фазовые проницаемости воды и нефти. Показано, что температура нагрева пласта не должна гг аытгать эффективную температуру, выше которой не происходит существенного изменения вязкости нефти.

Вместе с тем, ранее проведенные исследования (1966-1967г) по периодическому электропрогреву отдельных скважин на промыслах Азнефти и Узбекнефти, опубликованные Ерониным В.А. «Термические методы увеличения производительности скважин и нефтеотдачи пластов» (НТС «Нефтепромысловое дело» - 1967г.), показали, что периодический прогрев забоя скважины без закачки теплоносителей и вытеснения нефти водой повышает нефтеотдачу пластов. Обработка теплом 410 скважин с высоковязкими нефтями в течении 4-х суток приводила к 4 - 5 кратному увеличению дебита в течении 5-15 суток после пуска скважины. Применялись трубчатые подогреватели (ТЭН) мощностью 21 квт, которые поднимали температуру в призабойной зоне от пластовой 30 - 35°С до 100 - 120°С. При отключении и подъёме ТЭН температура на забое за 2 суток снижалась до пластовой. При этом на пуск скважины тратилось от 8 до 10 часов. Наибольший дебит скважины отмечался в начальный период. Повторные нагревы снова приводили к такому же приросту дебита.

Проведенный нами анализ позволил установить ряд недостатков применяемых термических способов, многие из которых отмечены в цитируемой диссертации и в автореферате работы:

использование специального оборудования для производства теплоносителей и закачки его в пласт;

- значительные затраты на термостойкое внутрискважинное оборудование (обсадные трубы, термостойкие насосно-компрессорные трубы и др.);

перевод большого количества добывающих скважин под нагнетание теплоносителей;

значительная обводнённость добываемой продукции и дополнительные затраты на сбор, обезвоживание и подготовку нефти;

контроль содержания пластовой и закачиваемой воды в добываемой продукции для управления и регулирования разработкой месторождения;

- ограничения по применению в зонах вечной мерзлоты и для продуктивных пластов, расчлененных глинистыми пропластками.

Вместе с тем анализ позволил проследить эволюцию термических способов и выбрать основные направления исследований:

- теоретические исследования термоволновых и вибрационных воздействий на напряженное состояние пористых сред, насыщенных высоковязкой нефтью;

экспериментальные исследования влияния процессов периодического «нагревания - остывания» пористой среды на интенсификацию добычи высоковязких нефтей;

- разработка и исследование способа создания термоволновых воздействий в скважине с одновременной её эксплуатацией.

Во второй глава приведены теоретические исследования термоволновых и вибрационных воздействий на призабойную зону скважин, определены термоупругие перемещения и компоненты напряжения в прискважинной зоне, рассмотрена задача о выборе длины горизонтальной нагнетательной скважины.

Теоретические основы использования волновых и вибрационных процессов для повышения выработки остаточных запасов нефти заложены в работах Ганиева Р.Ф. и практически реализованы Ишкаевым Р.К. Численное моделирование аналитически полученных решений термовибрационных задач, выполненное под руководством Бабешко В.А. показало, что в случае термовибрационного воздействия эффект от снижения вязкости нефти оказался различным. При чисто тепловых и чисто вибрационных воздействиях для условий

месторождений Кархканоас и Кенкияк вязкость нефти снизилась в 4 и 1,2 раза соответственно, а при термовибрационном - в 4,S раза.

Вопросам теоретического и экспериментального исследования температурных полей в продуктивных пластах и окружающих их породах посвящено большое количество работ, восходящих к известным работал! Чарного И.А., Чекалюка Э.Б., Рубинштейна Л.И., Lauvveziezsh. Оценки влияния гетерогенности (твердые частицы и жидкость) на процесс распространения температурных колебаний в грунтах показали, что коэффициенты затухания и сдвига по фазе для нефтяных пластов с пористостью 0,15 - 0,35 незначительно отличаются от таковых для гомогенной среды.

В диссертационной работе на основе аналитических исследований рассматривается возможный механизм, обеспечивающий приток нефти к забою за счет термоволновых и вибрационных процессов. Нами рассматривался интересный для практики случай когда температура на стенке скважины представляет периодическое импульсное возмущение прямоугольной формы с амплитудой Тт и длительностью (0 и вариант с действием теплового источника при периодическом прогреве пласта по косинусоидальному закону. Задача теплопроводности для принятых нами допущений о изотропности пласта, осевой симметрии и равномерном прогреве стенки скважины по мощности пласта записывается в известном виде (Лыков A.B., Карташов Э.М.):

температуропроводности и теплопроводности; а - коэффициент теплообмена на поверхности «скважина - пласт»; <p{t) - температура поверхности, которая изменяется по заданному закону при к/Л = «> или определяется через выделяемое источником количество теплоты; Та - амплитуда колебания температуры, отсчитываемая от температуры пласта.

при ограничениях: Т(г,о) = Та, , х > 0 ;

= О,г)-?з(0]; Г(г,г)«;оо ; х>0 , где а и Л - коэффициенты

При периодическом тепловом воздействии в прискважинной зоне продуктивного пласта устанавливается квазистационарный температурный режим. При этом возникают периодические колебания температуры, пласта, , которые являются функцией времени и расстояния. Температурные волны

затухают по радиусу по экспоненте

, а колебания имеют вид

sin

1Л2'о

Принимая для продуктивного пласта теплопроводность Л = 1,5 ккал/м.час.град., теплоёмкость С = 650 ккап/м>.град., получаем а = 23.10"4 м>/час, длину волны 1 = 1,15 м. Длительность прогрева и остывания ta = 2,б.105с » 3 сут.

На рисунке 1 приведена картина изменения температура пласта по радиусу в произвольный момент времени t при температуре стенки скважины T(0,t) = S0°C, а пластовой температуре 60°С.

80 °С ■ч--1 N 1 V р 65 °С

60 °С ¡V Л lV-Z-J I . jso °с из« г

Рис.1 Изменение температуры по радиусу вокруг скважин.

Периодические колебания температуры пласта приводят к колебанием температуры жидкости (нефти) с той же частотой. Это связано с тем, что поверхность теплообмена пористой среды и жидкости так велика, что температура выравнивается практически мгновенно. В то же время температурные колебания приводят к объемному тепловому расширению (сжатию) породы и нефти, содержащейся в ней. Коэффициент объёмного расширения жидкости имеет порядок » 10"', а породы я10"\ При увеличении температуры породы на ОТ градусов изменение объёмов составит

ДГ, = 1'лг.рлТ

А1ГП = Г(1-п]).ЗаЛТ , где V, ш и Ъ - соответственно выделенный объём породы, пористость пласта и коэффициент объёмного расширения жидкости; а - коэффициент линейного расширения породы.

Подставляя значения ш = 0,25; = 0,96.10'3 1/°С, а = 1,2.10-' 1/°С из (2) находим их отношение

3[1-т)а

Девятикратное увеличение объёма жидкости по сравнению с породой в локальной точке вблизи забоя вызовет увеличение порового давления и приведет к перемещению нефти в зону пониженного давления, т.е. к забою. Отработанная порция компенсируется новой, которая поступит в данную точку из-за остывания уже уменьшенного объёма нефти и образования локальной зоны пониженного давления. Таким образом, рассмотренная зона будет работать периодически на «нагнетание» и на «всасывание».

Сравнивая выражения (1) и (2) можно заключить, что и ОР должно быть переменными по радиусу в различных точках пласта. Были выполнены оценочные расчеты функции потенциала перемещений по известным температурным колебаниям во времени на расстоянии 1,0 м от стенки скважины. По потенциалу перемещений определялись радиальные и аксиальные (вертикальные) температурные напряжения. В частности (вертикальные напряжения) за один период изменялись от -0,6 МПа до +0,6 МПа. Таков по нашему мнению механизм движения вязких нефтей к забою скважины при периодическом «нагреве» и «остывании» призабойной зоны пласта.

Для интенсификации движения разогретой нефти из продуктивного пласта можно использовать дополнительно вибрационные колебания. В работе Ландау Л.Д. и Лифшица Е.М. дано решение задачи о движении ньютоновской жидкости между двумя параллельными пластинками, одна из которых совершает

гармонические колебания, а другая остается неподвижной. Если рассматривать поровый канал как щель, образованную тонкими пластинками, с тонким слоем неныотоновской жидкости (вязкие нефти в слабопроницаемых пластах ведут себя как «степенные» жидкости), то расчетную схему движения можно представить в виде, представленном на рисунке 2.

У

у///////////////////

Рисунок 2. Схема процесса циклического деформирования. Дифференциальное уравнение движения неныотоновской жидкости имеет

ВИД:

дУ Р—= № 81

дУ

ду

ду2

(4)

с граничными условиями: при у = 0, У = У0сова! , и у = 0,У = 0, где Ь - ширина щели;

р - плотность жидкость; ¡л - динамическая вязкость; V - скорость вибрации.

п - показатель, характеризующий неньютоновские свойства Для п=1 имеем ньютоновскую жидкость и решение задачи имеет вид:

V. = У

сое{Ку -ш)- ~г~сов(Ку - су/) Sinh.fi

где К - волновое число, равное К ■■

со - круговая частота колебаний.

Если пренебречь инерционным членом, т.е. положить = о и принять

91

п=0,2-0,4, то решение задачи (4) и (5) с достаточной для практики точностью можно записать в виде:

Г'^созю^-^} (6)

Численное решение точной задачи (4) и (5) показывает, что для различных значений п, р , // и со возможны следующие виды течения (рисунок 3).

Рисунок 3 - Изменение профиля скорости при увеличении частоты колебаний со.

Видно, что при небольших a-<7.\tfc~x профиль скорости треугольный (рисунок 3,1). Увеличение со приводит к выпуклому профилю (II), а при oj >- IО5 С"' получается профиль (III). Очевидно эффект снижения вязкости нефти при действии вибрационных методов на пласт связан с появлением профиля (III) в порах продуктивного пласта. В этом случае небольшие перепады давления Ьр приведут к движению нефти в зону пониженного давления. Таков по нашему мнению механизм влияния термоволновых и вибрационных воздействий, на интенсификацию добычи высоковязких нефтей.

Учитывая большой интерес к вопросам использования горизонтальных скважин (ГС) для ИДТВ и ТЦВП нами совместно со Слепцовым A.B. и Вартумяном А.Г. рассмотрена задача управления фронтом вытеснения нефти теплоносителем.

Закачка в продуктивный пласт вытесняющей жидкости пли теплоносителей

с использованием горизонтальных нагнетательных скважин (ГНС) экономически

целесообразна и занимает внимание многих зарубежных фирм. Естественным

является и стремление (некоторых российских и зарубежных фирм) осуществить

гидроразрыв пласта в горизонтальных добывающих скважинах, в боковых

горизонтальных стволах с целью интенсификации притока. Во всех случаях

необходимо установить влияние геометрических параметров скважин и режима

закачки «вытеснителя» на характер фронта вытеснения и движения жидкости к

добывающим скважинам.

Отметим, что в начале горизонтального участка давление и расход

нагнетаемой жидкости выше, чем в конце участка, на величину потерь давления и

расхода по длине канала. Эти потери буду тем выше, чем длиннее участок

нагнетания. Так как длина горизонтального участка значительно превосходит её

диаметр, то уравнение сохранения импульса, уравнения неразрывности в

продольном направлении и постоянства давления в поперечном сечении трубы

(см.расчетную схему на рисунке 4) можно записать для установившегося

неравномерного плоско-параллельного потока жидкости между двумя

параллельными пористыми стенками, расстояние между которыми равно

диаметру горизонтального участка (ё = 2Ь), в виде:

ди 1 дР дги ди дГ Л ЭР л дх р дх ду дх ду ду

при ограничениях

и = ил, Р = Р„ при * = 0, \у\>0 (8)

~ = у = 0 при |*|}-0, >> = 0, (9)

и = 0, и = а(Р-Ра,) при х>0, у = И (10)

где Ри - давление нагнетания в начальном сечении х = 0, кг!см2; Р„ - постоянное давление в окружающей среде

(пластовое давление), кг/см2; а - коэффициент проницаемости канала, см'/с.кг;

V - кинематическая вязкость, см2/с; р - плотность жидкости, кгс1 ¡см*; Р - текущее давление, кг/см2.

у

Рис.4. Расчетная схема течения жидкости между пористыми стенками Граничное условие (8) означает, что в начале горизонтального участка скорость потока распределена равномерно и равна и0, а давление нагнетания равно Р„ > Рпл. Граничное условие (9) характеризует симметрию потока и делает градиент продольной скорости и поперечную скорость равными нулю. Граничное условие (10) - это прилипание к стенкам продольного потока и отток жидкости через перфорированную поверхность.

Сделав преобразование Лапласа по координате * исходных уравнений (7) и граничных условий получим решение, которое (после обратного преобразования) в первом приближении будет иметь вид

"М'4

2 зИкх;

(11) (12)

где

Ь - полуширина канала (радиус трубы), М - динамическая вязкость, р = ру

Если обозначить через Ь длину канала, на котором давление внутри него выше или равно пластовому, то приравняв левую часть уравнения (12) к нулю, получаем уравнение

^^НР.-Рд^рУр. (9)

3/Л/0

из которого определяется длина участка нагнетания Ь.

Характер изменения расхода и давления в безразмерных координатах

Рис.5. Характер изменения давления - 1, расхода - 2 по длине пористого канала.

Видно, что по длине канала расход и давление распределены неравномерно. Следовательно, и скорость вытеснения у = а(р-рт) будет выглядеть аналогично изменению давления (кривая 1). Фронт вытеснения, продвигаясь по продуктивному пласту достигнет эксплуатационную горизонтальную скважину и «обводнит» её раньше, чем вытиснится нефть. Выравнивание профиля вытеснения можно осуществить реализацией неравномерной плотности перфорации по длине горизонтального участка. В нашем случае плотность перфорации должна увеличиваться к концу горизонтальной скважины.

Таким образом, полученные во второй главе аналитические и численные результаты дают представление о механизме термоволновых (термоциклических) и вибрационных процессах, протекающих в продуктивных пластах с высоковязкими нефтями. Решение задачи о нагнетании теплоносителя через горизонтальные скважины позволяет определить рациональную длину горизонтального участка и более эффективно использовать тепло при ИДТВ и ТЦВП для эксплуатации месторождений высоковязких нефтей ГС.

В третьей главе даны описание и схема лабораторной установки по периодическому тепловому воздействию на нефтенасыщенную породу, приведена методика проведения исследований.

На начальном этапе анализа влияния температуры теплоносителей на коэффициент вытеснения нефти были использованы данные, предоставленные ОАО «РосНИПИтермнефть». Результаты этих исследований показали, что при нагревании нефти, Кенкиякского, Каражанбаского, Гремихинского месторождений от температуры 20 - 30° С до 100 - 120° С вязкость её снижается с 500 - 100 мПа.с до 5 - 20 мПа.с.

В экспериментах, проводимых в НИПИ на керновом материале Гремихинского месторождения, модель пласта набиралась из 10 образцов пород с проницаемостью от 0.004 до 1,5 «г; и компоновались по признаку возрастания проницаемости от входа в модель пласта к выходу. Общая длина компоновки составляла 50 см, а среднее значение проницаемости примерно равно 165 мкмг.

Геолого-физические характеристики модели пласта и зависимости коэффициента вытеснения нефти от проницаемости образцов при непрерывном вытеснении водой с Т = 200° С и импульсно-дозированном вытеснении с амплитудой Т = 200 -280° С приведены в таблице 2 .

Таблица 2. Параметры модели пласта и коэффициенты вытеснения

№ Проницаемость, Пористость Коэффициент вытеснения

П/П М1СМ2 % непрерывное с Т = 200°С импульсно-дозированное

1 0,004 14,0 0,315 0,300

2 0,039 15,2 0,491 0,450

3 0,062 16,0 0,538 0,511

4 0,078 17,2 0,544 0,517

5 0,082 18,1 0,550 0,535

6 0,187 16,7 0,606 0,550

7 0,222 17,0 0,665 0,632

S 0,240 19,7 0,6S2 0.64S

9 0,550 20,9 0,712 0,676

10 1,570 22,8 0,754 0,716

Сравнение результатов экспериментальных исследований показывает, что в среднем по всем 10 образцам коэффициент вытеснения при импульсно-дозированном воздействии всего на 3% ниже, чем при непрерывном вытеснении. При вытеснении нефти холодной водой коэффициент вытеснения находился в пределах 0,350 - 0,400. Обработка данных по изменению коэффициента в зависимости от температуры теплоносителя показала, что при температуре теплоносителя свыше 150° С рост коэффициента вытеснения для непрерывного и импульсно-дозированного воздействия практически не наблюдался. Плотность нефти, применяемой в экспериментах находилась в пределах 907 - 965 км/м>, коэффициент сжимаемости составлял 6,5 - 7,0 МПа~'х 10", коэффициент термического расширения 7,0 - 7,6 градах 10", теплопроводность пород 1,94 ккал/м.час.°С, температуропроводность 3,11 х\0"\»2 / час. Анализ кривых изменения вязкости от температуры показал, что наименьший градиент изменения вязкости Д///Д2" нефти наблюдался при температуре 60° С и составлял 1,4-1,6 мПа.с/°С.

Анализ результатов экспериментальных исследований позволил установить, что: наибольший прирост коэффициента вытеснения достигается при прокачке теплоносителя с температурой в пределах 60° С, названной «эффективной температурой»; наибольший прирост коэффициента вытеснения происходит при циклическом воздействии при закачке одного - двух поровых объемов; с ростом проницаемости пород при прочих равных условиях коэффициенты вытеснения увеличиваются.

С целью выявления влияния циклических воздействий температур (термоволновых воздействий) нами была собрана установка, схема которой приведена на рисунке 6

Рис.б. Принципиальная схема лабораторной установки

В стеклянной трубе 4 диаметром 100 мм устанавливался искусственный керн 8, который насыщался нефтыо из стеклянного сосуда 2 через резиновую трубку диаметром 10 мм, соединенную с задней полостью трубки 4. Торец трубки подпирался герметично резиновым поршнем 7. Вокруг трубки 4 была намотана полиэтиленовая гибкая трубочка б диаметром 8 мм , которая соединялась с термостатом 3 и краном водопроводной воды. Для замера уровня нефти в сосуде 2 была установлена мерная линейка.

Трубка 4 длиной 750 мм была закреплена горизонтально, а на переднем конце имелось отверстие для стока нефти в мерный стакан, после стабилизации уровня в сосуде 2 подавалась горячая вода с температурой 80°С. Образцы насыщались нефтыо пласта А месторождения Каражанбас (скв.134), имеющую вязкость 10-15 мПа.с при температуре 60 - 120° С. При прокачке горячей воды через 30 - 40 мин снова наблюдалась фильтрация нефти через керн, а уровень нефти в сосуде 2 снижался и устанавливался ниже первоначального. При установившемся уровне в сосуде 2 трубка 6 переключалась на водопроводную воду и через 20 - 30 мин наблюдалось падение уровня в сосуде 2 и появление нефти в мернике 5. В дальнейшем, поддерживая уровень сосуде 2 постоянным, через каждые 30 мин изменяли температуру подаваемой воды и наблюдали

появление нефти в мернике после прокачки холодной воды. Из проведенных 15 экспериментов в 2-х случаях эффект не наблюдался. Проницаемость кернов варьировала от 0,25 до 2 мки2 .

Таким образом анализ лабораторных исследований ОАО «РосНИПИтермнефть» и полученные нами результаты подтвердили наличие влияния термоволновых воздействий на увеличение коэффициента вытеснения нефти за счет термических упругих деформаций в системе «нефть - пористая среда».

В четвертой главе на основании выполненных исследований, даны рекомендации по созданию на забое скважины теплового источника с периодическим изменением температуры при одновременной эксплуатацией скважины.

Известен способ добычи высоковязкой нефти (см. Патент № 22 322 С2, МПК 7 Е 21 В 43/24, опубл. 10.07.2004), включающий расположение ствола скважины ниже подошвы нефтяного пласта с образованием цементного стакана, бурение из вертикального ствола скважины бокового ствола с устьем последнего над кровлей нефтяного пласта и забоем выше водонефтяного контакта, причем боковой ствол обсаживают незацементированным щелевидным хвостиком, закачивают теплоноситель в боковой ствол, нефть отбирают из вертикального ствола скважины штанговым насосом, установленным на забое. Подача теплоносителя с устья скважины на её забой связана с большими тепловыми потерями по стволу скважины. В связи с эти необходимы большие энергетические затраты.

Снижение энергетических затрат достигается в способе повышения продуктивности скважины (см. патент 1Ш 22358 С1, МПК 7 Е 21 В 43/263, 43/24, опубл. 10.09.04), включающем размещение в скважине смеси горючего и окислителя, инициацию реакции окисления горючего с помощью тепла от скважинного нагревателя и поддержание реакции окисления в режиме устойчивого горения смеси без её детонации. К недостаткам описанного способа следует отнеси выделения твердых продуктов окисления (сгорания) топлива и

закупоривание ими пор породы продуктивного пласта. Это снижает продуктивность пласта и соответственно скважины.

Для устранения указанных недостатков, с целью повышения подвижности добываемого флюида (в частности вязкой нефти) и её отбора из скважины, температуру теплоносителя периодически повышают и уменьшают по ступенчатому закону прямоугольной формы, инициируют тем самым в продуктивном пласте тепловые волны, действием которых увеличивают и уменьшают объем флюида в прискважинной зоне за счет нагрева и остывания, и повышают его подвижность в порах продуктивного пласта. Повышение температуры производят плазмой, получаемой электродуговым разложением воды на водород и кислород, с последующим их соединением в теплоносителе. Периоды нагрева поддерживают равными между собой и длительностью не менее 3-4 суток. Периоды охлаждения выдерживают равными между собой и длительностью не менее суток. Периодическое повышение и уменьшение по ступенчатому закону прямоугольной формы температуры теплоносителя позволяет инициировать в продуктивном пласте тепловые волны. Под действием тепловых волн увеличивается, а затем уменьшается локальное поровое давление. При увеличении температуры в каждой локальной точке породы происходит более чем девятикратное увеличение объема жидкого флюида по сравнению с объемом породы. Это приводит к уменьшению порового давления и перемещению разогретого флюида в зону пониженного давления - к забою скважины. Из зоны пониженного давления жидкий флюид отбирается поступающей водой и выносится на устье водой. При остывании локальное поровое давление уменьшается, т.е. уменьшается давление в первую очередь на забое. Это уменьшения происходит за счет уменьшения объема жидкого флюида. И в зону пониженного давления - на забой скважины, поступает из пласта жидкий флюид. При этом каждая пора пласта работает как локальный насос, повышая подвижность флюида в сторону забоя скважины. Это повышает эффективность выделения флюида продуктивным пластом при тепловом воздействии и, в конечном итоге, повышает продуктивность скважины.

Повышение температуры теплоносителя плазмой, получаемой электродуговым разложением воды на водород и кислород, с последующим их соединением в теплоносителе, позволяет исключить выделение газообразных продуктов, т.к. при соединении кислорода и водорода получают воду, которая при давлении в скважине (обычно более 10,0 МПа) находится в жидком состоянии. Данным техническим приемом повышается заполнение пор породы пласта флюидом и тем самым повышается эффективность выделения последнего. Поддержание длительности периодов нагрева равными между собой позволяет инициировать тепловые волны на большое расстояние по продуктивному пласту и, как следствие, увеличивать количество флюида в порах продуктивного пласта.

Выдерживание периодов охлаждения равными между собой позволяет наиболее полно удалить флюид из уменьшающихся пор продуктивного пласта в сторону скважины и, тем самым, повысить её продуктивность.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом. В скважине 1 (рис.7.а) на колонне насосно-компресорных труб (НКТ) - 2 закреплены глубинный насос 3 и генератор плазмы 4, которые подключены к источнику электрического тока 5, расположенного на поверхности. В генераторе плазмы 4 при подаче электрического напряжения на электроды б и 7 между ними происходит разряд в виде дуги 8. Вода 9 (рис.7.а), которую подают насосом 10 по трубопроводу 11, проходя через электрическую дугу 8 (рис.7.б), разлагается на водород и кислород, которые истекают из отверстия 12 (рис.7.б), соединяются и образуют высокотемпературное пламя 13. Пламя нагревает окружающий его теплоноситель 14. Теплоносителем служит жидкий флюид, находящийся на забое скважины. Удельный расход воды на создание плазмы составляет 0,03 кг/(кВт*ч). Путем включения и выключения генератора плазмы температуру теплоносителя периодически повышают и уменьшают по ступенчатому закону прямоугольной формы, инициируют тем самым в продуктивном пласте 15 (рис.7.а) тепловые волны. При этом каждая пора работает как локальный насос. Флюид движется от зоны высокого давления 15 в продуктивном пласте в зону низкого давления, которая находится на забое в скважины 1 (рис.7.а). Флюид попадает в скважину

через перфорацию обсадной трубы 16 и движется вверх в затрубном пространстве.

Периоды нагрева и охлаждения поддерживают равными между собой и длительностью 3-4 суток.

Оснащение подобными подогревателями нескольких рядом стоящих скважин позволит создать вокруг них термоволновые поля, которые взаимодействуя друг с другом позволят разогреть участок продуктивного пласта и повысить его нефтеотдачу.

7.а 7.6

Рис.7 . Схема подачи теплоносителя и работы скважин

Основные выводы и рекомендации

1. Теоретически установлено, подтверждено численными расчетами и экспериментально влияние термоволновых (термоциклических) воздействий на

напряженно-деформированное состояние и температурное поле продуктивного пласта.

Периодическое повышение и снижение температуры в локальных зонах инициирует в них знакопеременные напряжения, способствующие перемещению разогретого флюида в зону пониженного давления и, в коночном итоге, к забою скважины. При этом каждая зона работает по принципу «всасывание-нагнетание».

2. При вибрационных воздействиях на пористую среду с неньютоновской нефтью разрушается структура потока жидкости, приводящая к «потере вязкости».

3. Предложен технологический вариант способа термоволнового воздействия на забое добывающей скважины, обеспечивающий интенсификацию притока нефти и одновременную эксплуатацию.

Возбуждающий температурные колебания генератор плазмы инициирует в продуктивном пласте тепловые волны и локальные зоны, работающие на «всасывание - нагнетание». Флюид, поступающий в скважину, выносится на поверхность через затрубное пространство.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Слепцов A.B., Фоку Жерар, Вартумян А.Г. Гидродинамические исследования перфорированных горизонтальных труб// Тезисы докл. II всероссийской научно-практической конф. «Нефтегазовые и химические технологии». - г.Самара, 2003, - с.144

2. Вартумян А.Г., Слепцов A.B., Фоку Жерар. «Пористость» эксплуатационной колонны»// Тезисы докл. II всероссийской научно-практической конф. «Нефтегазовые и химические технологии». - г.Самара, 2003, - с.148

3. Слепцов A.B., Фоку Жерар, Вартумян А.Г. Аналитическое определение коэффициента совершенства скважины для перфорированной колонны// Тезисы докл. 4-ой международной конференции «Освоение месторождений трудноизвл. и высоковязк. нефтей». - г.Краснодар, 2003, - с.71-72.

4. Г.Г. Гилаев , А.Г. Кошелев, A.B. Слепцов, Фоку Жерар, А.Г. Вартумян. Термоволновые методы повышения нефтеотдачи пластов// - Освоение месторождений трудноизвл. и высоковязк. нефтей: Терзисы докл. 4-ой международной конф., г. Краснодар, 2004, - с. 18.

5. Вартумян А.Г., Слепцов A.B., Фоку Жерар. Влияние проницаемости стенок на гидродинамические потери в горизонтальных скважинах (ГС)// Сб. научн. трудов НТЦ «Кубаньгазпром» вып. 18. - г. Краснодар, 2004, с.216-221.

6. Слепцов A.B., Фоку Жерар, Вартумян А.Г. «Пористость» эксплуатационной колонны скважины»// Сб. научн. трудов НТЦ «Кубаньгазпром» вып. 18. - г. Краснодар, 2004, с. 183-187.

7. Вартумян А.Г., Слепцов A.B., Фоку Жерар. Определение гидродинамических сопротивлений в перфорированных трубах.// Сб. научн. трудов НТЦ «Кубаньгазпром» вып. 18. - г. Краснодар, 2004, с.177-178.

8. Вартумян А.Г., Слепцов A.B., Фоку Жерар. Управление фронтом вытеснения при использовании горизонтальных скважин// Сб. научн. трудов НТЦ «Кубаньгазпром» вып. 20. - г. Краснодар, 2005, с.262-269.

9. Слепцов A.B., Фоку Жерар, Вартумян А.Г. Методические указания по лабораторным работам по дисциплине «Термические методы повышения нефтеотдачи пластов» для студентов нефтегазовой специальности 130501 (090600). - Краснодар: КубГТУ, 2005, - с. 10.

РНБ Русский фонд

2007-4 9619

ФОКУ ЖЕРАР

РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕРМОВОЛНОВЫХ МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРОДУКТИВНЫЕ ПЛАСТЫ С ВЫСОКОВЯЗКИМИ

НЕФТЯМИ

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Подписано в печать 21.11.2005 г. тираж 100 экз., заказ ЛЬ 1223, ФАЗ Отпечат. ООО "Фирма Тамзи" г. Краснодар, ул. Пашковская, 79 тел.: 255-73-16

/ и ,и;

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Фоку Жерар

Введение.

ГЛАВА 1. ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ.

1.1 Анализ научных и промысловых исследований тепловых методов увеличения нефтеотдачи пластов.

1.2 Опыт применения горизонтальных скважин для закачки теплоносителей.

1.3 Перспективы применения термических методов добычи высоковязких нефтей. Выбор направлений исследований.

ГЛАВА 2. ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕМПЕРАТУРНОГО ПОЛЯ В ПРИСКВАЖИННОЙ ЗОНЕ ПРИ ТЕРМОЦИКЛИЧЕСКИХ ВОЗДЕЙСТВИЯХ.

2.1 Простейшие задачи термоциклических воздействий на пласт.

2.2 Периодические температурные напряжения в призабойной зоне.

2.3 Упруго-напряженное состояние призабойной зоны скважина при термоциклических воздействиях.

2.4 Вибрационные воздействия на пласт, насыщенный вязкой нефтью

2.5 Горизонтальные скважины для нагнетания теплоносителей.

2.6 Выводы по 2-ой главе.

ГЛАВА 3 ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРИ ПОСТОЯННОЙ ПЕРИОДИЧЕСКОЙ ЗАКАЧКЕ ТЕПЛОНОСИТЕЛЕЙ.

3.1 Сравнительная оценка результатов лабораторных исследований при постоянном и периодическом тепловом вытеснении нефти.

3.2 Обоснование эффективности термоциклических воздействий на вытеснение вязкой нефти.

3.3 Выводы по 3-ей главе.

ГЛАВА 4 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ТЕРМОВОЛНОВЫХ

ВОЗДЕЙСТВИЙ НА ПРИЗАБОЙННУЮ ЗОНУ.

4.1 Технико-технологические характеристики «Мультиплаза».

4.2 Принципиальная схема технологии термоциклического воздействия на забой эксплуатируемой скважины.

4.3 Выводы по 4-ой главе.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка и исследование термоволновых методов воздействия на продуктивные пласты с высоковязкими нефтями"

В последнее время в нефтегазодобывающей промышленности мира наблюдается опережающий рост годовых объёмов добычи нефти над ежегодным приростом разведанных запасов. При этом доля высоковязких нефтей составляет уже более половины разведанных мировых запасов и по мнению экспертов рассматривается в качестве основной ресурсной базы развития нефтедобычи в XXI веке.

Крупные месторождения высоковязких нефтей находятся в Канаде, США, Венесуэле, а на Евразийский и Сахаро-Ливийский нефтегазоносный бассейны высоковязких нефтей приходится 1/6 часть от общего числа бассейнов мира. Наиболее вязкими являются нефти Сахаро-Ливийского бассейна. Более 72% этих нефтей имеют вязкость 240 - 250 мПа.с и выше. В основном они приурочены к палеозойским отложениям и залегают на глубинах до 2000 метров.

Другим немаловажным резервом стабилизации и роста объёмов добычи нефти являются разрабатываемые месторождения легкой (с плотностью ниже 870 кг/м3) и средней (870 - 970 кг/м3) нефти, коэффициент нефтеизвлечения которых в среднем по миру составляет 0,35 - 0,45 от запасов.

Таким образом, проблема повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации разработки месторождений, в основном содержащих трудноизвлекаемые и высоковязкие нефти, весьма актуальна для нефтедобывающих стран мира (в частности для Средней и Южной части Африки).

Одним из методов, обеспечивающим повышение нефтеизвлечения из продуктивных пластов является термический метод, представленный многочисленной разновидностью способов. Однако применение практически всех этих способов сопряжено с переводов части добывающих скважин в инициирующие выработку теплоносителей, разогрев пласта и вытеснение нефти. В связи с этими исследования термических технологий, обеспечивающих одновременную эксплуатацию воздействующих скважин, остаются и на сегодняшний день актуальными.

Цель работы. Интенсификация добычи трудноизвлекаемых и высоковязких запасов нефти путем термоволновых воздействий на забое . скважины с одновременной ее эксплуатацией.

Для достижения поставленной цели в ходе выполнения исследований необходимо было решить следующие задачи:

1. Разработать математическую модель термобародинамических процессов взаимодействия нефти с окружающей пористой средой при термоволновых и вибрационных воздействиях на продуктивный пласт.

2. Выявить механизм массопереноса при температурных колебаниях призабойной зоны добывающих скважин. ф 3. Предложить технологический способ термоволнового воздействия на забое скважины, обеспечивающий интенсификацию притока нефти и одновременную её эксплуатацию.

Научная новизна

Расширены представления о периодическом изменении напряженного состояния вокруг скважины при термоволновых воздействиях на забое, обоснован механизм, обеспечивающий увеличение притока нефти к инициирующей температурные волны скважине.

Практическая ценность

1. Установлено, что термические колебания на забое скважины приводят к радиальным, угловым и аксиальным напряжениям, инициирующим в порах пласта процессы «всасывания и нагнетания» нефти. Представлен механизм влияния вибровоздействий на изменение вязкопластических свойств нефти.

2. Показано, что при использовании горизонтальных скважин (ГС) для нагнетания теплоносителей существует рациональная длина горизонтального участка, обеспечивающая эффективное использование тепла при эксплуатации месторождений нагнетательными (ГС).

3. Создана экспериментальная установка, позволяющая, инициировать термоволновые воздействия для повышения фильтрационных свойств нефтенасыщенных пород, подготовлено методическое пособие для проведения лабораторных работ для студентов нефтегазовых специальностей.

4. Предложен способ воздействия периодическими температурными импульсами на призабойную зону скважины и вариант его технической реализации, обеспечивающий одновременную её эксплуатацию.

Апробация работы

Основные положения и результаты исследований докладывались на научно-технических советах ОАО «РосНИПИтермнефть» (Краснодар -2003 г.), на 4-ой Международной конференции «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (г. Анапа - 2003г.), на 2-ой и 3-ей всесоюзных научно-практических конференциях «Нефтегазовые и химические технологии» (г.Самара - 2004г, 2005г) на совместном заседании кафедр «Гидравлики», «Нефтегазового промысла» и «Оборудования нефтегазового промысла КубГТУ (Краснодар - 2004г.), на научно-техническом совете научно-исследовательского и проектно-изыскательского института «ИнжГео» (г.Краснодар - 2005г.).

Публикации

Основное содержание диссертационной работы отражено в 9 печатных работах и одном методическом указании для студентов нефтегазовой специальности 130503(090600) .

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, четырёх глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 89 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Фоку Жерар

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Теоретически установлено, подтверждено численными расчетами и экспериментально влияние термоволновых (термоциклических) воздействий на напряженно-деформированное состояние и температурное поле продуктивного пласта.

Периодическое повышение и снижение температуры в локальных зонах инициирует в них знакопеременные напряжения, способствующие перемещению разогретого флюида в зону пониженного давления и, в коночном итоге, к забою скважины. При этом каждая зона работает по принципу «всасывание-нагнетание».

2. При вибрационных воздействиях на пористую среду с неньютоновской нефтью разрушается структура потока жидкости, приводящая к «потере вязкости».

3. Предложен технологический вариант способа термоволнового воздействия на забое добывающей скважины, обеспечивающий интенсификацию притока нефти и одновременную эксплуатацию.

Возбуждающий температурные колебания генератор плазмы инициирует в продуктивном пласте тепловые волны и локальные зоны, работающие на «всасывание - нагнетание». Флюид, поступающий в скважину, выносится на поверхность через затрубное пространство.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Фоку Жерар, Краснодар

1. А.А. Джавадян, В.Е. Гавура, В.И. Сафронов; Проблемы разработки месторождений с высоковязкими нефтями и пути их решения / НХ, №61998 с. 12-18;

2. Е.В. Крейнин; Новая технология термической добычи вязких нефтей / НХ, №7-1994 с. 29-31;

3. Л.М. Рузин, А.К. Цехмейстрюк; Совершенствование технологии добычи высоковязких нефтей и битумов на основе сочетания тепловых и химических методов воздействия на пласт / НХ, №7-1994 с. 32-37;

4. И.Т. Мщенко; Некоторые особенности разработки месторождений нефти с трудноизвлекаемыми запасами / НГ, №3-2000 с. 27-34;

5. Кудинов, B.C. Колбиков / Создание и промышленное развитие технологий нагнетания теплоносителя на залежах нефти со сложной геологической характеристикой/ НХ, № 11 1993 с. 19-22;

6. К.П. Анисимов, Н.В.Романенко, В.В. Калинин; Разработка низкопроницаемых коллекторов тепловыми методами / НХ, №4-1990 с.32-34

7. Н.Г. Мусакаев; Математическое моделирование процессов, протекающих в нагнетательной скважине при закачке теплоносителя в пласт / НГ, №4-2002 с. 12-16;

8. А.Г. Таранов; Определение технологических показателей при проектировании разработки месторождений с применением теплоносителей / НХ №6-1996 с.37-39;

9. Б.С. Лобанов, И.М. Климушин, Ю.В. Ракутин, З.А. Янгуразова; Современное состояние и перспективы развития добычи природных битумов в России / НХ, № -1993 с.48-50;

10. Ю.Г. Чашкин. Проблема оптимизации технологий циклических обработок скважин теплоносителями / НХ № 2 1991, с. 19-20;

11. А.К. Кашин, B.C. Левченко, А. К. Шевченко; Оперативный промысловой контроль внутрипластого горения/НХ. №2-1991, с 16-18;

12. Д.Г. Антониади, А.Р. Гарушев, Р.Т. Дрампов, Ю.И. Сташок. Циклические парогазо-тепловые обработки скважин залежей высоковязких нефтей / НХ № -1993, с. 33-36;

13. А.И. Ширяев, В.П. Тронов, Р.З. Сахабутдинов, И.Х. Исмагилов; Свойство нефтей, добываемых методом внутрипластого горения / НХ№1-1992, с22-24;

14. М.В. Вышенский, Т.М. Магсумов, В.Б. Матвеев, В.А. Назаров; Возможности использования скважинного термогазового генератора для инициирования внутрипластого горения / НХ №8-1992 с.21-23;

15. В.Д. Рябов, Санного Дауда, Т.З. Тавасаранская, Р.А. Караханов. Применение РЖ-спектроскопии для контроля за процессом внутри пластового горения. / НХ № 1993, с.44-45;

16. Е.В. Лозин, И.И. Мавлютова, Р.Г. Ширгазин. Результаты нового этапа эксперимента по внутрипластовому горению на Ашитском участке Арландского месторождения./ НХ №5 1990, с.34-38;

17. В.А. Сорокин. Новые направления в технике и технологии добычи высоковязких нефтей / НХ №5-1990 , с44-46;

18. Д.Г. Антониади, А.Р. Гарушев, В.Г. Ижханов. Реализация термических методов добычи нефти в России и зарубежном. / НХ №1-1-2, 1995, с.33-36;

19. Д.Г. Антониади, Ф.Г. Аржанов, А.Р. Гарушев, В.Г. Ижханов. Применение термических методов добычи нефти на месторождениях СНГ / НХ10-1993, с.24-25;

20. В.И. Кудинов, Е.И. Богомольный, М.И. Дацик, Б.М. Сучков, В.А. Салельев, Н.А. Струкова. Разработка месторождений высоковязких нефтей Удмуртской Республики с использованием горизонтальных скважин / НХ №3-1998, с.25-29;

21. В.И. Кудинов , Е.И. Богомольный, М.И. Дацик, В.А. Шмелев, Б.М. Сучков. Применение новых технологий разработки залежей высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах. / НХ №3-1998, с30-34;

22. В.И. Кудинов, Н.В. Зубов, В.А. Савельев. Регулирование теплового воздействия при разработке залежей высоковязкой нефти с послойной неоднородностью коллекторов / НХ №3-1998, с.37-39;

23. Е.И. Богомольный, Б.М. Сучков, В.А. Савельев, Н.В. Зубов, Т.И. Головина / НХ №3-1998, с. 19-21;

24. Слейс Пальмгрен, Жерар Ренар, Жан Марк Дюпуи. Применение горизонтальных скважин в добыче вязких нефтей и битумов: метод теплового воздействия / Международная Конференция №4-8 окт, 1994, с. 862-882;

25. Э.И. Сулейманов, Р.Х. Муслимов, Р.Г.Галеев, Р.Г. Фархуллин. К вопросу о влиянии свойств пластовой высоковязкой нефти на выбор системы разработки залежи. / Международная Конференция №4-8 окт, 1994, с. 965-968;

26. Дияшев И.Р., Сатарова Ф.М., Фазлыев Р.Т., *Волков Ю.В., . Комбинированный процесс внутрипластового горения с закачкой химреагента / Международная Конференция №4-8 окт, 1994, с. 986-1003;

27. Н.Ф. Кагарманов, Т.Г. Бердин, Н.В. Ювченко, Н.М. Сафина, В.Т. Голышкин. Технология добычи высоковязких нефтей и битумов при тепловом воздействии через горизонтальные скважины / Международная Конференция №4-8 окт, 1994, с. 1011-1015;

28. А.Т. Панарин, Р.З. Мухаметшин, В.Г. Дворкин, Л.Н. Воронков, И.Р. Ведерников. Особенности вытеснения вязкой и высоковязкой нефти изтерригенных коллекторов / Международная Конференция №4-8 окт, 1994, с. 1045-1050;

29. Б.А. Азимов, Г.А. Мамедов, Ш.М. Рагимов, Ш.И. Багирова. Алгоритм расчета на ЭВМ температурного теплого воздействия / серия физико-технологических и математических наук №4-1982, с.116-122;

30. А.В. Оноприенко, исследование технологических особенностей паротеплового воздействия на слоисто-неоднородный пласт на основе математической процесса / нефтепромысловое №11-1981, с.5-8;

31. А.В. Оноприенко. Математическое моделирование паротеплового воздействия на пласт / Разработка нефтяных месторождений и добыча нефти №26-1982, с. 170-182;

32. Д.Г. Антониади, А.Р. Гарушев, В.Г. Ишханов. Настольная книга по термическим методом добычи нефти. // Краснодар: Советская Кубань, 2000г. с 464с;

33. Д.Г. Антониади. Увеличение нефтеотдачи пластов газовыми и парогазовыми методами. // М., Недра-1998г. -304с;

34. Вахитов Г.Г., Кузнецов O.JL, Симкин Э.М. Термодинамика призабойной зоны нефтяного пласта.// М., «Недра», 1978, с. 216;

35. Ж. Бурже, П. Сурио, М. Комбарну . Термические методы повышения нефтеотдачи пластов // М., «Недра», 1988, с. 421;

36. S/D/ Joshi. Horizontal well technology. Перевод с английского и научно-техническое редактирование: В.Ф. Будников, Е.Ю. Проселков, Ю.М. Проселков.// Краснодр «Советская Кубань» 2003, с. 422;

37. Ю.П. Желтов. Разработка нефтяных месторождений // М., «Недра», 1998, с. 365;

38. В.Д. Лысенко. Инновационная разработка нефтяных месторождений // М., «Недра», 2000, с. 516;

39. Н.К. Байбаков, А.Р. Гарушев, Д.Г. Антониади. Термические методы добычи нефти в России и зарубежон // М., ВНИИОЭНГ, 1995, с. 181;

40. К.А. Оганов. Основы теплового воздействия на нефтяной пласт // М., «Недра», 1967, с.204;

41. Dieter Pratzel-Wolters. Многофарные фильтрации и теплопередачи в пористые среде // Vilnius, Lithuania-2001, с.30;

42. Н.К. Байбаков, А.Р. Гарушев. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений // М., «Недра», 1988, с. 343;

43. А.В. Лыков. Теория теплопроводности / Издателство «Высшая школя» М., 1967, с.592;

44. Гасанов А.Х., Гурбаков С.Г. Экспериментальные исследования вытеснения вязкопластичных жидкостей в щелях / Т.р. АзИНЕФХИМ, вып. 26, Баку 1967;

45. Ковалев А.Г., Асадов А.Ш. О капиллярном понятии вязко-пластических жидкостей / НТС «Нефтепромысловое дело», № 4, 1966;

46. Мирзаджанзаде А.Х., Ковалев А.Г., Зайцев Ю.В. Особенности эксплуатации месторождений аномальных нефтей. М.; Недра, 1972-200с;

47. Мирзаджанзаде А.Х., Огибалов П.М., Керимов З.Г. Термовязкоупругость, пластичность в нефтепромысловой механике. М.: Недра, 1973-280 с;

48. Карслоу Г., Егор Д. Теплопроводность твердых тел. М.: Наука, 1964;

49. Тихонов А.Н., Самарский А.А. Уравнения математической физики. М.: Наука, 1966;

50. Хеллан К. Введение в механику разрушения. М.: Мир, 1988 364 с;

51. Ребиндер П.А. Значение физико-химических процессов при механическом разрушении и обработке твердых тел в мехнике / в кн. Мирзаджанзаде А.Х. и др. «Некоторые вопросы тепловой обработки нефтяных скважин // Баку, 1971 136 с.

52. Ребиндер П.А., Петрова Н.Н. Физико-химические основы явления износа трущихся поверхностей и смазки при высоких давлениях Сб. «Трение низкое в машинах» Т // Изд. АНСССР 1944 г;

53. Фараджев Т.Г. Исследование процесса устойчивости и разрушения пород при бурении / Автороф. докт. диссерт. Баку 1971;

54. Баренблат Г.И. Математическая теория равновесных трещин, образующихся при хрупком разрушении ПМТФ, № 4, 1961 г;

55. Лыков А.В. Теория сушки. М.: Высшая школа, 1967 365 с;

56. Карташов Э.М. Аналитические методы в теории теплопроводности. М.: Высшая школа, 1985 480 с.

57. Лыков А.В. Тепломассоперенос (справочник). М.: 1972;

58. Бричкин А.В., Беленко Н.П. Напряжения при термическом бурении горных пород. Изв. Вузов. Горный журнал, № 2 1961;

59. Экерт Э.Р., Дрейк P.M. Теория тепло- и массобмена. М.-Л., Госэнергоиздат, 1961;

60. Соболев Н.Д., Егоров В.И. Термическая усталость и термический удар. / Сб. трудов «Прочность и деформации в неравновесн. температ. полях. М.: Госатомиздат, 1962;

61. Малофеев Г.Е. К расчету распределения температуры в пласте при закачке горячей жидкости в скважину. / Нефть и газ № 7, 1960 с. 59-64;

62. Ганиев Р.Ф. Волновая техника и технология — М.: «Лотос», 1999- 127 с;

63. Ишкаев Р.К. Комплекс технологий по выработке остаточных запасов нефти Уфа: 1998 - 302 с;

64. Бабешко В.А. Об одной термовибрационной задаче / Деп. в ВНИИТИ, 01.02.1989, № 7155 В89 - 75 с;

65. Гилаев Г.Г., Кошелев А.Т., Фоку Жерар и др. Термоволновые методы повышения нефтеотдачи пластов // Освоение месторождений трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: Тез. Доклада 4-ой междунар. конф.; г. Краснодар, 2004 г-с. 18;

66. Вартумян А.Г., Слепцов А.В., Фоку Жерар. Управление фронтом вытеснения при использовании горизонтальных скважин // Сб. научн. Трудов НТЦ «Кубаньгазпром» вып. 20 г. Краснодар, 2005 - с 262 - 269;

67. Слепцов А.В., Фоку Жерар, Вартумян А.Г. Гидродинамические исследования перфорированных горизонтальных труб // Тезисы докл. II всероссийской научно-практической конф. «Нефтегазовые и химические технологии». г. Самара, 2003, - с. 144;

68. Вартумян А.Г., Слепцов А.В., Фоку Жерар. «Пористость» эксплуатационной колонны» // Тезисы докл. II всероссийской научно-практической конф. «Нефтегазовые и химические технологии». г. Самара, 2003, с. 148;

69. Вартумян А.Г. Слепцов А.В., Фоку Жерар. Влияние проницаемости стенок на гидродинамические потери в горизонтальных скважинах (ГС) // Сб. научн. трудов НТЦ «Кубаньгазпром» вып. 18. — г. Краснодар, 2004, с.183-187.

70. Слепцов А.В., Фоку Жерар, Вортумян А.Г. «Пористость» эксплуатационной колонны скважины» // Сб. научн. трудов НТЦ «Кубаногазпром» вып. 18. — г.Краснодар, 2004, с. 183 — 187;

71. Вартумян А.Г., Слепцов А.В., Фоку Жерар. Определение гидродинамических сопротивлений в перфорированных трубах.// Сб. научн. трудов НТЦ «Кубаньгазпром» вып. 18. г. Краснодар, 2004, с. 177178;

72. Шелковников Ф.А., Такайшвили К.Г. Сборник упражнений по операционному исчислению. М.: Высшая школа — 1976 — 184 с;

73. Диткин В.А., Прудников А.П. Справочник по операционному исчислению. М.: Высшая школа 1965 - 466 с;

74. Кочешков А.А., Тарасов А.Г., Лисицын В.Н. Исследование влияния различных факторов на процесс вытеснения нефти теплоносителями // Научно-технич. сборник по доб. нефти: тр. ВНИИНефть М.: Недра, вып.41 - 1971 - с. 99- 108;

75. Чекалюк Э.В. Температурное поле пласта при нагнетании теплоносителя в скважину // НХ № 4 1955 - с. 39 — 42;

76. Шейман А.В., Малофеев Г.Е., Сергеев А.И. Воздействие на пласт при добыче нефти М.: Недра, 1969 - 256 с;

77. Мирзаджанзаде А.Х., Ковалев А.Г., Зайцев Ю.Р. Особенности эксплуатации месторождений анамольных нефтей — М.: Недра, 1972 — 200с;

78. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985 - 308 с;

79. Кривоносов И.В., Балакирев Ю.А. Освоение, исследование и эксплуатация многопластовых скважин. М.: Недра, 1975 - 168 с;

80. U. Diwan, A.R. Kovscek. Аналитическая модель симулирования добычи высоковязких нефтей путём закачка пара используя горизонтальный СКВ./ Research on oil recovery mechanisms in heavy oil reservoirs, California, June 1999, c. 191-220;

81. Chin-Tsau Hsu , Huili Fu. Oscillating flows and enhanced heat transfer in porous media // Hong Kong 2000, c.6 (vol.6);

82. A.C. 832072. Способ обработки призабойной зоны скважин. С.Г. Гадиев и О.М. Симкина, заявл.24.06.63, опубл.29.05.81

83. Махмудбеков Э.А., Вольнов А.И. Интенсификация добычи нефти.- 85 М. Недра, 1976 263 с.

84. А.С.794200. Устройство для обработки призабойной зоны пласта. Башкирский Государственный университет им.40-лет Октября, заявл.26.03.79, опубл.07.01.81.

85. А.С. 467173 Способ термической обработки призабойной зоны. A.M. Хасаев, заявл. 18.07.01.81.